Evaluacion de la teoría regulatoria de la distribución en

Universidad de La Salle Universidad de La Salle

Ciencia Unisalle Ciencia Unisalle

Ingeniería Eléctrica Facultad de Ingeniería

1-1-2004

Evaluacion de la teoría regulatoria de la distribución en relación Evaluacion de la teoría regulatoria de la distribución en relación

con la ingeniería de la subtransmisión y distribución con la ingeniería de la subtransmisión y distribución

Carlos Alfredo González Casas Universidad de La Salle, Bogotá

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EVALUACIÓN DE LA TEORÍA REGULATORIA DE LA

DISTRIBUCIÓN EN RELACIÓN CON LA INGENIERÍA DE LA

SUBTRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN

CARLOS ALFREDO GONZÁLEZ CASAS

UNIVERSIDAD DE LA SALLE

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

BOGOTÁ D. C.

2004

EVALUACIÓN DE LA TEORÍA REGULATORIA DE LA

DISTRIBUCIÓN EN RELACIÓN CON LA INGENIERÍA DE LA

SUBTRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN


UNIVERSIDAD DE LA SALLE

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

BOGOTÁ D. C.

2004

EVALUACIÓN DE LA TEORÍA REGULATORIA DE LA DISTRIBUCIÓN EN

RELACIÓN CON LA INGENIERÍA DE LA SUBTRANSMISIÓN Y

DISTRIBUCIÓN


Monografía para optar al título de Ingeniero Electricista

Director

David Alfredo Riaño L.

UNIVERSIDAD DE LA SALLE FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

BOGOTÁ D. C.

2004

UNIVERSIDAD DE LA SALLE FACULTAD DE INGENIERIA ELECTRICA

____________________________________ CARLOS ALFREDO GONZALEZ CASAS

Nota de aceptación

_____________________________________ _____________________________________ _____________________________________ _____________________________________

_____________________________________

ING. DAVID A. RIAÑO Director de proyecto

ING. RAMÓN ANTOLÍNEZ Jurado

ING. ÁLVARO VENEGAS Jurado

Bogotá D. C., _____ ________ ________

Día Mes Año



La Ingeniería Eléctrica es la profesión en la cual los conocimientos de las ciencias físicas y

matemáticas adquiridos mediante el estudio, experiencia y la práctica se aplican con buen

juicio a desarrollar los medios para aprovechar económicamente, los materiales y las

fuerzas de la naturaleza para la creciente prosperidad de la humanidad

Ofrezco este trabajo en forma especial a Dios, por llevarme de su mano siempre

hasta donde he querido llegar, a mis padres y hermanos, que confiaron

en mi elección de ser Ingeniero Electricista, por su comprensión,

apoyo y paciencia durante mi desarrollo personal y profesional.

Carlos Alfredo



AGRADECIMIENTOS

Expreso mis más sinceros agradecimientos a: La Universidad de La Salle que me albergo durante estos años y me brindo una formación íntegra como persona y profesional. Los profesores por brindarme sus conocimientos y guiarme durante esta parte del camino, por darme las herramientas técnicas para aprender el ejercicio de la profesión que elegí. David Alfredo Riaño, Ingeniero Electricista, Director Técnico de Gestión de Energía de la SSPD y Director del presente Trabajo de Grado, por su confianza, su apoyo y colaboración desinteresada. Wilson Uribe Vega, Ingeniero Electricista, Director de Energía del Ministerio de Minas y Energía, por su colaboración y aporte al trabajo. Jaime Alberto Blandón, Ingeniero Electricista, Director de la CREG, por su interés, colaboración y aportes al trabajo. Cesar Piñeros, Ingeniero Electricista, Superintendente Delegado para Energía y Gas de la Superintendencia de Servicios Públicos, por su interés y aportes al trabajo. David Reinstein Benitez, Ingeniero Electricista, Exdirector de la CREG y miembro de la Comisión de Energía de ACIEM, por su ayuda, colaboración y aportes al trabajo. Abraham Korman, Ingeniero químico y economista, Director Comercial de ASOCODIS, por su colaboración y valioso aporte. Arsenio Torres, Ingeniero Electricista, Director comercial de ACOLGEN, por su colaboración y aportes al trabajo.



Marta Aguilar M., Directora Ejecutiva de ACCE, por su ayuda y aportes al trabajo. Ricardo Roa, Ingeniero electricista, Secretario Sectorial de Energía y Gas de ANDESCO, por su colaboración, interés y aportes al trabajo. Omar Serrano, Ingeniero Electricista, Gerente de Regulación CODENSA, por su colaboración y aporte al trabajo. Henry Navarro, Gerente de negocios corporativos de la EEB ESP SA. Por su colaboración. Ing. Germán Corredor, Grupo UNIÓN FENOSA, Gerente de Regulación de ELECTROCOSTA. Ing. Gilberto Gamboa, Secretario de Asuntos Energéticos de SINTRAELECOL. Ing. Jorge Villate, Decano de la Facultad de Ingeniería Eléctrica Universidad de La Salle. Dr. Arturo Quiroz, Director Secretaría de Energía y Gas de la ANDI. Dr. Luis Fernando Mejía. Director Ejecutivo de CONSUMIDORES COLOMBIA. Igualmente agradezco a las instituciones: MME, SSPD, CREG, ASOCODIS, ACOLGEN, ACCE, ANDESCO, CODENSA, ACIEM, ANDI, SINTRAELECOL, UPME, GRUPO UNION FENOSA, ELECTROCOSTA, EEB.



RESUMEN

UNIVERSIDAD DE LA SALLE FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

EVALUACIÓN DE LA TEORÍA REGULATORIA DE LA DISTRIBUCIÓN EN RELACIÓN CON LA INGENIERÍA DE LA SUBTRANSMISIÓN Y

DISTRIBUCIÓN

Autor: CARLOS ALFREDO GONZÁLEZ CASAS Director: DAVID A. RIAÑO L. AÑO: 2004 El objetivo de este proyecto es establecer la compatibilidad regulatoria de la distribución con los aspectos técnicos de ingeniería, y su respectiva función dentro de la cadena de prestación del servicio de energía eléctrica; al estudiar estos aspectos se busca identificar la relación entre el esquema regulatorio y el esquema técnico de ingeniería de la distribución. En el presente trabajo de tesis se recopiló la información teórica, tanto de la regulación de la distribución como de las redes de subtransmisión y distribución. En esta parte del proceso fue conveniente reunir cada uno de los elementos que intervienen dentro de lo regulatorio para evaluarlo de manera independiente. A su vez se recopiló la información de los puntos de vista de empresas que intervienen en la cadena de prestación del servicio, empresas que como agentes reconocen adecuadamente la labor de las empresas distribuidoras del sector. A manera de entrevista se recopiló esta información. Con esta información recopilada se identificó la función de las empresas distribuidoras dentro del sector, desde los puntos de vista técnico, de remuneraciones y de responsabilidades; así como de concluir y recomendar los correctivos, las soluciones y los estudios posteriores que se deben tener en cuenta para la solución dentro de la problemática regulatoria de la distribución.



CONTENIDO

pág RESUMEN INTRODUCCIÓN 15 1. DESCRIPCIÓN DE LA REGULACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN 17 1.1 REGULACIÓN TÉCNICA 19 1.1.1 Regulación de la expansión 19 1.1.2 Operación de los STR´s y/o SDL´s 20 1.1.3 Calidad del servicio de los STR´s y/o SDL´s 23 1.2 REGULACIÓN DE LOS PRECIOS 25 1.3 ASPECTOS A DESTACAR DE LA REGULACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN 27 1.4 GASTOS DE ADMÓN. OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (AOM) 29 2. DESCRIPCIÓN DE LA INGENIERÍA DE REDES DE SUBTRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN 30 2.1 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN 32 2.1.1 Subestaciones receptoras secundarias 33 2.1.2 Circuitos primarios 33 2.1.3 Transformadores de distribución 33 2.1.4 Circuito secundario 33 2.2 PLANEACIÓN Y DISEÑO DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN 33 2.3 FLUJOGRAMA DE CÁLCULO 33 2.4 CLASIFICACIÓN DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN 35



2.4.1 Redes desde el punto de vista de su construcción 35 2.4.1.1 Redes de distribución aérea 35 2.4.1.2 Redes de distribución subterránea 35 2.4.2 Redes desde el punto de vista de su aplicación 36 2.4.2.1 Redes de distribución para fuerza motriz 36 2.4.2.2 Redes de distribución para alumbrado público 36 2.4.2.3 Redes para alumbrado residencial y comercial 36 2.4.2.4 Redes de distribución para el servicio de tracción 36 2.4.3 Redes desde el punto de vista de la zona a servir 36 2.4.3.1 Redes de distribución para zonas urbanas 36 2.4.3.2 Redes de distribución para zonas rurales 37 2.4.3.3 Redes de distribución para zonas turísticas 37 2.4.3.4 Redes de distribución para zonas industriales 37 2.4.4 Redes desde el punto de vista de la tensión de operación 38 2.4.5 Redes desde el punto de vista de fases 2.4.6 Redes desde el punto de vista de tipo de corriente 38 2.5 CARACTERÍSTICAS DE LA CARGA 38 2.6 PARÁMETROS ELÉCTRICOS 46 2.7 PÉRDIDAS DE ENERGÍA 47 3. PUNTOS DE VISTA DE LOS AGENTES QUE INTERVIENEN EN LA CADENA DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA 49 3.1 METODOLOGÍA DE ENTREVISTA 49 3.2 PERSONAS PARTICIPANTES EN LA METODOLOGÍA 51 3.2.1 Agentes que trabajan en el sector 52



3.2.2 Gremios de ingenieros 53 3.3 RESUMEN DE PUNTOS DE VISTA DE AGENTES 53 4. ANÁLISIS DE LA REGULACIÓN VIGENTE, LOS ASPECTOS DE INGENIERÍA Y LA POSICIÓN DE LOS AGENTES 55 5. EJEMPLO PRÁCTICO 67 5.1 OBJETIVOS 67 5.2 METODOLOGÍA 67 5.3.1 Ejemplo práctico Nivel II 67 5.3.2 Ejemplo práctico Nivel I 71 6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 75 BIBLIOGRAFÍA 77 ANEXOS 82



TABLAS

pág.

Tabla 1. Carga diaria ejemplo práctico 40 Tabla 2. Carga total por tipo de consumidor 41 Tabla 3. Cargas horarias promedio en KW día pico 43 Tabla 4. Pérdidas de potencia 48 Tabla 5. Resumen puntos de vista de agentes entrevistados 53

Tabla 6. Momento eléctrico, constantes de regulación. 69 Tabla 7. Datos de cálculo 70 Tabla 8. Unidades constructivas 70 Tabla 9. Momento eléctrico, constantes de regulación 71 Tabla 10. Datos de cálculo 73 Tabla 11. Unidades constructivas 73 Tabla 12. Valores máximos admisibles para los indicadores de calidad 96 Tabla 13. Distancia horizontal mínima entre conductores 120 Tabla 14. Distancia vertical mínima entre conductores 120 Tabla 15. RMG y DMG para disposiciones típicas de redes de distribución 121 Tabla 16. Alambre blando de cobre y duro de aluminio 122 Tabla 17. Cable trenzado desnudo de cobre y aluminio 123 Tabla 18. Valores máximos de regulación en los componentes del sistema de distribución 125



FIGURAS

pág

Figura 1. Configuración regulatoria de la distribución de energía eléctrica 28 Figura 2. Ubicación de sistemas de distribución dentro de un sistema de potencia 32 Figura 3. Flujograma de cálculo de redes de distribución 34 Figura 4. Curvas de carga de ejemplo práctico 41 Figura 5. Cargas horarias promedio para el día pico 44 Figura 6. Curva de duración de carga 45 Figura 7. Cuadrados de las demandas horarias 46 Figura 8. Flujos de carga de circuito Fundadores a 13,2 KV 68 Figura 9. Flujos de carga de circuito San Jorge a 0.208 KV 72 Figura 10. Curva de carga diaria 107 Figura 11. Curvas de carga diaria típicas 108 Figura 12. Curvas de carga anual 109 Figura 13. Curva de duración de carga anual 110 Figura 14. Curva de factores de diversidad 116 Figura 15. Curvas de demanda diversificada de diseño 116 Figura 16. Variación de la resistencia con la temperatura 122 Figura 17. Capacidad de corriente para conductores 124



Figura 18. Límite de regulación 125 Figura 19. Determinación de los costos del sistema y los costos de pérdidas

transformadores, primarios, secundarios 127



ANEXOS

pág

Anexo A. Plan de expansión 83 Anexo B. Operación de los STR´s y/o SDL´s 87 Anexo C. Calidad del servicio de los STR´s y/o SDL´s 95 Anexo D. Cargos por uso de los STR´s y/o SDL´s 99 Anexo E. Criterios técnicos en cálculo, diseño y construcción en redes de subtransmisión y distribución 103 Anexo F. Puntos de vista de los agentes que intervienen en la cadena de prestación del servicio de energía eléctrica 142



INTRODUCCIÓN

A partir de la Ley 142 de Servicios Públicos Domiciliarios y la Ley 143 del Régimen en materia eléctrica, el sector eléctrico colombiano empezó a operar como un mercado abierto y competitivo comercialmente, permitiendo la participación del sector privado en los negocios de la generación, el transporte, la distribución y la comercialización, con la operación técnica en manos de los distribuidores, operadores de red y Centros Nacional y Regionales de Despacho. Bajo esta situación sectorial se han presentado estudios y propuestas, con el fin de ayudar a la búsqueda del mejoramiento y la competitividad de las empresas del sector eléctrico, en especial a las empresas distribuidoras de energía las cuales dentro del sector son las que más han sufrido dicha reforma; este trabajo contribuirá, apoyado de estos estudios, a evaluar la teoría regulatoria de la distribución y su relación con la teoría de la ingeniería de subtransmisión y distribución y su función dentro de la cadena de prestación del servicio de energía eléctrica. El estado actual de la distribución en Colombia en su parte técnica, económica y financiera, así como su marco regulatorio referenciado a otros países, ha sido tomado en cuenta dentro de estudios que buscan un sano equilibrio entre el compromiso de las empresas de prestar un servicio confiable y económico al cliente y la adecuada rentabilidad de la actividad que le permita garantizar su permanencia en el tiempo con el debido respaldo del Estado. La función de la regulación por parte del Estado, en el nuevo marco normativo, tiene como objetivo básico asegurar una adecuada prestación del servicio mediante el aprovechamiento eficiente de los diferentes recursos energéticos, en beneficio del usuario en términos de calidad, oportunidad y costos del servicio. Paralelamente existe un punto de vista técnico de los sistemas de redes de subtransmisión y distribución, en donde se plantea un progreso programado de la expansión y mejoramiento de los mismos. Este planteamiento es el resultado del creciente interés de las empresas del sector en aumentar su eficiencia en la operación y administración de las redes de subtransmisión y distribución de energía eléctrica. Este esfuerzo es motivado adicionalmente por las altas relaciones beneficio-costo de las inversiones que permiten a las empresas tener acceso al crédito para estas inversiones. No obstante lo anterior también es necesario analizar la distribución desde el punto de vista de la ingeniería, de tal forma, que se tengan presente los objetivos que contienen estas redes



en la cadena de prestación del servicio y los criterios bajo los cuales se diseñan y construyen. Para establecer la compatibilidad regulatoria de la distribución con los aspectos técnicos de ingeniería y su respectiva función dentro de la cadena de prestación del servicio de energía eléctrica, así como de recomendar las acciones correctivas de elementos técnicos y regulatorios que relacionen al usuario con sus correspondientes empresas distribuidoras dentro del sistema, se debe abarcar un número importante de definiciones y teorías, pero para este tema de tesis resaltan unas sobre otras, persiguiendo abordar el tema de manera precisa. Dentro del trabajo de investigación se abordan temas que son prescindibles tener en cuenta; como la identificación de los objetivos de la nación en el desarrollo de la actividad de distribución de energía eléctrica; la descripción y puntos de vista de agentes que identifican la regulación vigente para la actividad de distribución; la identificación de los criterios eléctricos de ingeniería con los que se diseñan y construyen los sistemas de distribución; a partir de esto se identifican las características eléctricas de los sistemas de distribución; así como analizar la coherencia entre las condiciones regulatorias vigentes con las características eléctricas de los sistemas, y el planteamiento de las recomendaciones en materia regulatoria que se consideren convenientes según el análisis realizado. La evaluación, las conclusiones y recomendaciones que se deriven del desarrollo del presente trabajo, se constituyen en un aporte importante considerando que la regulación que define el Estado para la actividad de distribución debe garantizar el cumplimiento de objetivos de la nación en la materia, donde se destacan: eficiencia económica, suficiencia financiera y solidaridad (redistribución del ingreso); y el hecho que la regulación considere adecuadamente las características eléctricas de dichos sistemas, se constituye en una condición indispensable para garantizar el cumplimiento de los objetivos de la nación en dicha actividad.



1. DESCRIPCIÓN DE LA REGULACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN

La Constitución Política de 1991 consagró el derecho a la libre iniciativa empresarial dentro de los límites del bien común y el derecho a la competencia que supone responsabilidades; además determinó también que es deber del Estado asegurar la prestación eficiente de los servicios públicos a todos los habitantes del territorio nacional, es decir, tiene como obligación crear un ambiente adecuado para que los diversos agentes, públicos y privados, puedan realizar sus inversiones y operar los servicios en consonancia con las sanas prácticas de la actividad empresarial. En desarrollo de tal mandato constitucional, el sector eléctrico no estuvo ajeno a estas transformaciones y es uno de los que más ha avanzado en Colombia en ese proceso de cambio. La transformación en el servicio de energía eléctrica se ha fortalecido a partir de la Ley 142 (Ley servicios públicos domiciliarios) y la Ley 143 (Ley Eléctrica). Con esta transformación en el nuevo marco regulatorio del sector se ha promovido la separación de los negocios que componen la cadena de suministro de la energía eléctrica, la vinculación de nuevos agentes en el sector y el saneamiento de las finanzas de las empresas, todo lo cual se orienta hacia la consolidación del mismo dentro de un esquema financiero sostenible. Así en las actividades del sector (generación, transmisión, distribución y comercialización) pueden participar diferentes agentes económicos, públicos, privados o mixtos, los cuales gozan de libertad para desarrollar sus funciones en un contexto de libre competencia, de conformidad con la Constitución Nacional y lo establecido en las mencionadas Leyes de servicios públicos y Eléctrica. En el nuevo rol del Estado, este deja las funciones empresariales y se centra en funciones de regulación y control. La función de la regulación por parte del Estado, en este nuevo marco normativo, tiene como objetivo básico asegurar una adecuada prestación del servicio mediante el aprovechamiento eficiente de los diferentes recursos energéticos, en beneficio del usuario en términos de calidad, oportunidad y costo del servicio. La Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG, adscrita al Ministerio de Minas y Energía, es el organismo competente para regular el servicio de electricidad y gas. Así en Colombia se estableció la segmentación de las actividades entre la generación, transporte, distribución y comercialización, siguiendo los criterios generales de introducir



competencia, transparentar las transacciones, procurar eficiencia, evitar subsidios cruzados y regular los monopolios donde la competencia en el mercado no es posible. En el caso particular de la distribución de electricidad (que abarca el transporte de energía a través de los Sistemas de Transmisión Regional y/o de Distribución Local) la regulación se ha enfocado en dos aspectos fundamentales:

La regulación de los precios, y

La regulación de las condiciones bajo las cuales se debe adelantar dicha actividad y prestar el servicio a los usuarios. En cuanto al primer punto la primera metodología específica para determinar los costos de prestación del servicio se estableció a través de las Resoluciones CREG 099 y 155 de 1997, las cuales, recientemente han sido modificadas por la Resolución CREG 082 de 2002. En relación con el segundo punto, la CREG ha expedido el Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica (Resolución CREG 070 de 1998 y 096 de 2000), que forma parte del Reglamento de Operación del sistema Interconectado Nacional; y donde:

Definen a quien es aplicable el reglamento, en los que se encuentran los operadores de red, comercializadores, generadores, usuarios, plantas menores, cogeneradores, autogeneradores y responsables del servicio de alumbrado público.

Fijan criterios y procedimientos para la ejecución y operación de las conexiones a los Sistemas de Transmisión Regional y de Distribución Local, las cuales definen las relaciones entre los clientes y los operadores de red.

Establecen criterios y procedimientos para la planeación, la expansión, la operación y el mantenimiento eficiente, de acuerdo con los diferentes niveles de tensión existentes en el país, los cuales facilitan la competencia en la generación y la comercialización de electricidad.

Establecen criterios de calidad de la potencia y del servicio suministrado por los diferentes OR´s, para dar garantías mínimas en estos aspectos a los usuarios.



Fijan criterios generales relacionados con la medición de los consumos de energía eléctrica de los usuarios.

Determinan las características técnicas de la prestación del servicio de alumbrado público.

A continuación se procede a describir con mayor detalle la regulación técnica, la relacionada con la expansión, la operación, la calidad y los reglas de conexión a los STR´s y/o SDL´s, y la regulación de precios. 1.1 REGULACIÓN TÉCNICA 1.1.1 Regulación de la Expansión. La regulación de la Expansión de los STR´s y/o SDL´s tienen como característica principal la separación de las responsabilidades y funciones en la materia tanto de los agentes Operadores de Red como del Estado. Al respecto, se tiene que los Operadores de Red están obligados a realizar un plan de expansión de su sistema que debe considerar las solicitudes de conexión de los usuarios y la situación financiera de la empresa. En cuanto a la función del Estado, este debe realizar los planes de expansión que le interesan dentro del marco de su política energética y social. No obstante lo anterior, de la regulación de la CREG no es totalmente explícita la obligación de los Operadores de Red de expandir su sistema (de hecho podría definir como “plan de expansión” la no ampliación de su sistema). En cuanto al Estado, si bien constitucionalmente debe asegurar la prestación del servicio a los usuarios, tampoco es clara en el marco normativo vigente, como se concreta tales disposiciones a través del tiempo el Estado puede definir el plan de expansión que le interesa, pero no es establecer términos para el desarrollo del mismo. Paradójicamente, no es posible ubicar planes de expansión de los Operadores de Red ni del Estado, a pesar de que las normas que definen estas obligaciones han estado vigentes por alrededor de 5 años. Las disposiciones regulatorias en este tema se orientan a fijar los criterios técnicos de diseño y construcción de los activos que permiten conectar a los usuarios a los sistemas; a establecer los procedimientos que se deben seguir para realizar las conexiones y las responsabilidades de los Operadores de Red y de quien pretende conectarse al sistema. El



servicio de conexión es el conjunto de actividades mediante las cuales se realiza la Conexión. Estas actividades incluyen los siguientes conceptos: Estudio de la Conexión, Suministro del Medidor y de los Materiales de la Acometida, Ejecución de la Obra de Conexión, Instalación y Calibración Inicial del Medidor de Energía cuando se trata de un equipo de medición de tipo electromecánico, y Revisión de la Instalación de la Conexión, incluida la Configuración y/o Programación del Medidor de Energía cuando el aparato de medición es de tipo electrónico. (Resolución 225 de 1997). En términos generales los criterios técnicos y de construcción se remiten a las normas técnicas nacionales sobre la materia, y en ausencia de estas, se prevé la necesidad de recurrir a las normas técnicas internacionales. Por ejemplo en la resolución 070 de 1998 se presenta: “La puesta a tierra de los STR´s y/o SDL´s deberá ser diseñada siguiendo la metodología de la Norma IEEE 80 y la Guía IEEE C6292.4 o aquellas que la modifiquen o sustituyan”. En condiciones de conexión, criterios técnicos de diseño en la resolución 070 de 1998 se dicta: “Las normas técnicas exigidas por los OR´s a sus Usuarios, no podrán contravenir las normas técnicas nacionales vigentes o en su defecto las normas técnicas internacionales. Así mismo, los OR´s no podrán discriminar o exceptuar a ningún Usuario en el cumplimiento de dichas normas”. Los procedimientos de conexión, por su parte, establecen con bastante detalle los términos en que se deben responder las solicitudes de conexión así como la información que debe suministrar el interesado en conectarse. En cuanto a las responsabilidades, se define que el usuario que se conecta debe hacerse cargo de los costos asociados con su conexión y cumplir las normas técnicas en el diseño y construcción de la misma, mientras que el OR debe garantizar el libre acceso a las redes cuando el mismo es técnicamente factible y debe aprobar los diseños y las obras de conexión, así como autorizar la puesta en servicio de la conexión cuando la misma se ajusta a las normas. En otras palabras una vez se pone en servicio la conexión de un usuario se entiende que la obra cumple las normas y que ha sido avalada por el Operador de Red. Ver anexo A. 1.1.2 Operación de los STR´s y/o los SDL´s. En este aspecto se proporcionan las regulaciones necesarias para asegurar el funcionamiento seguro, confiable y económico del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y de los STR´s y/o SDL´s, incluyendo el planeamiento operativo y la adecuada coordinación entre los diferentes agentes. Para esto,



los OR´s deben suministrar al centro de control respectivo la información prevista en el código de redes, de acuerdo con los horizontes de planeamiento operativo allí estipulados. Para tal fin, los OR´s deben acogerse a los procedimientos que les sean aplicables y que estén contenidos en el código de redes. Así mismo los OR´s están obligados a cumplir con las instrucciones operativas que emita el centro de control respectivo o el Centro Nacional de Despacho (CND). Ver anexo B. “Los Operadores de Red (OR's), son los responsables de la planeación eléctrica de corto plazo, coordinación, supervisión y control de la operación de los recursos del SIN que involucren activos de su propiedad, o activos que le hayan sido encargados por otros Transportadores o agentes generadores no despachados centralmente. En el caso de activos que le hayan sido encargados por empresas prestadoras del Servicio de Transporte de Energía Eléctrica en el STN o de Conexión al STN, son responsables de la coordinación, supervisión y control de la operación de estos recursos. Sus funciones estarán sujetas a la reglamentación vigente, los acuerdos del CNO y las instrucciones impartidas por el CND.” (Resolución 080 de 1999). Son funciones de los OR´s las siguientes:

Planeación Operativa Eléctrica de Corto Plazo. Planear y programar la operación eléctrica de corto plazo de las redes de los STR's y/o SDL's que sean de su propiedad, de los activos pertenecientes a estas redes que le hayan sido encargados por otros Transportadores y de los activos de generadores no despachados centralmente que le hayan sido encargados. Para tal efecto, tendrá en cuenta las instrucciones impartidas por el CND.

Supervisión Operativa.

a) Supervisar la operación de los activos de los STR's y/o SDL's que sean de su propiedad. Para efecto de la supervisión en el nivel de tensión IV, el OR deberá instalar los equipos requeridos si el CND estima que se requiere.

b) Supervisar la operación de los activos que le hayan sido encargados por otros Transportadores o por generadores no despachados centralmente.



Coordinación Operativa. a) Coordinar con el CND el Control Operativo de los activos que sean de su propiedad y sobre los cuales el CND estima que requiere dicha coordinación y de los activos que le hayan sido encargados por otros Transportadores y agentes generadores no despachados centralmente. b) Coordinar la regulación de voltaje de los activos que sean de su propiedad y de otros activos que le hayan sido encargados por otros Transportadores, que operen a tensiones inferiores a nivel IV. c) Coordinar con el CND la programación de mantenimientos preventivos y correctivos de activos de su propiedad o que le hayan sido encargados por otros Transportadores y que se consideren Consignación Nacional. d) Coordinar la programación de mantenimientos preventivos y correctivos de activos de su propiedad o que le hayan sido encargados por otros Transportadores y que no se consideren Consignación Nacional. e) Coordinar con el CND la ejecución de Racionamientos en el SIN, de acuerdo con lo definido en el Estatuto de Racionamiento. Así mismo, coordinar los programas de limitación de suministro definidos en la Resolución CREG-116 de 1998 y demás normas que la modifiquen o complementen. f) Coordinar con el CND el ajuste de las protecciones de activos que sean de su propiedad y de los activos que le hayan sido encargados por otros Transportadores y agentes generadores no despachados centralmente y sobre las cuales el CND estima que la coordinación es requerida.

Control Operativo. Controlar la ejecución de maniobras en los activos que sean de su propiedad y en los activos que le hayan sido encargados por otros Transportadores y agentes generadores no despachados centralmente, en los términos establecidos en la presente Resolución. Los OR´s son responsables por efectuar correctamente el procedimiento (secuencia de



pasos) para ejecutar las maniobras en las subestaciones. En todo caso, dichas empresas son responsables por la seguridad de las personas y los equipos en la ejecución física de tales maniobras.

1.1.3 Calidad del servicio de los STR´s y/o SDL´s. Este quizá es el aspecto en el cual más se centra la regulación del transporte de energía a través de los STR´s y/o SDL´s junto con la regulación de precios. Al respecto, las normas definen los estándares de calidad a que tienen derecho los usuarios y que deben asegurar los Operadores de Red. Estos estándares son de dos tipos: los relacionados con la calidad de la potencia suministrada y los relacionados con la calidad del servicio prestado. Los primeros se refieren a las perturbaciones y variaciones de estado estacionario de la tensión y corriente suministrada por el OR, y los segundos a los criterios de confiabilidad y continuidad del servicio. Adicionalmente a la fijación de estándares, la regulación determina las compensaciones a que tienen derecho los usuarios cuando reciben un servicio que no cumple con los estándares fijados regulatoriamente, y también las responsabilidades de los mismos usuarios en cuanto los problemas de calidad que ellos pueden introducir a la red pública (como es el caso de los armónicos). Ver anexo C. La calidad de la potencia entregada por un OR, se relaciona con las desviaciones de los valores especificados para las variables de tensión y la forma de las ondas de tensión y corriente. Los siguientes indicadores miden la calidad de la potencia suministrada por un OR:

Frecuencia y Tensión. “La frecuencia nominal del SIN es 60 Hz y su rango de variación de operación está entre 59.8 y 60.2 Hz en condiciones normales de operación. El OR y los Usuarios deben tener en cuenta que en estados de emergencia, fallas, déficit energético y períodos de restablecimiento, la frecuencia puede oscilar entre 57.5 y 63.0 Hz por un período de



tiempo de quince (15) segundos, en concordancia con lo establecido en los numerales 2.2.5 y 5.1 del Código de Operación incluido en el Código de Redes” (Resolución CREG 025 de 1995). “Las tensiones en estado estacionario a 60 Hz y sus variaciones permisibles, son las establecidas en la norma NTC 1340, o aquella que la modifique o sustituya”. (Resolución CREG 070 de 1998)

Contenido de Armónicos de las Ondas de Tensión y Corriente Son el contenido de ondas con frecuencias que son múltiplos de la frecuencia normal de suministro (60 Hz) y son el resultado de cargas no lineales en el STR y/o SDL. Tanto el OR como los Usuarios conectados a su red deberán cumplir con la norma IEEE 519 - [1992] o la que la modifique o sustituya.

“Flicker” Mide las variaciones de tensión causadas fundamentalmente por cargas tales como hornos de arco, acerías y otros equipos de gran consumo, que usualmente se traducen en la distorsión de la onda de tensión. “El OR deberá garantizar que sus Usuarios cumplan con la norma IEEE-519 [1992] o la que la modifique o sustituya”. (Resolución CREG 070 de 1998)

Factor de Potencia El factor de potencia mínimo permisible es el establecido en el Artículo 25 de la Resolución CREG 108 de 1997 o posteriores que la modifiquen o sustituyan. En la regulación vigente se controla el factor de potencia en los niveles II, II y IV, y a usuarios no residenciales. “El factor de potencia inductiva (coseno phi inductivo) de las instalaciones deberá ser igual o superior a punto noventa (0.90). La empresa exigirá a aquellas instalaciones cuyo factor de potencia inductivo viole este límite, que instalen equipos apropiados para controlar y medir la energía reactiva”. (Parágrafo 1, artículo 25 de la Resolución 108 de 1997).



Transitorios Electromagnéticos Rápidos y Fluctuaciones de Tensión Es todo fenómeno que origine distorsiones transitorias de las ondas de tensión y corriente respecto a su forma y frecuencia permisibles. La norma IEEE-1159 [1995] fija las pautas para el análisis de este tipo de fenómenos. Existen dos indicadores para medir la calidad del servicio de energía eléctrica prestado a los usuarios: uno, que mide el tiempo total que el servicio es interrumpido, llamado indicador DES; y otro, que mide el número de interrupciones del servicio, correspondiente al indicador FES. Durante los años 2001 y 2002, los dos indicadores se calculan mensualmente y miden la calidad del servicio para cada uno de los trimestres calendario del año (Resolución CREG-096 de 2000). “La vigilancia de la calidad la realizarán los propios Usuarios y la SSPD, cuando los Usuarios soliciten su intervención, o de oficio”. (Resolución CREG 070 de 1998). 1.2 REGULACIÓN DE LOS PRECIOS Como se mencionó anteriormente la primera metodología específica de regulación de precios para el transporte en los STR´s y/o SDL´s se definió en la Resolución CREG 099 y 155 de 1997, las cuales fueron modificadas recientemente por la Resolución CREG 082 de 2002. Ver anexo D. Como características principales de esta regulación se tienen los siguientes puntos:

Se crea una metodología de cargos por uso de los STR´s y/o SDL´s basada generalmente en criterios de ley, teniendo en cuenta los activos eléctricos que posee el sistema, topología de la red y la energía transportada.

Los cargos por uso de la infraestructura necesaria para llevar la energía eléctrica desde los puntos de conexión al STN, hasta el punto de conexión de los usuarios finales a los STR´s y/o SDL´s. Estos cargos por uso no incluyen los costos de conexión del usuario el respectivo STR´s y/o SDL´s, ni las pérdidas de energía que se presentan en la prestación de éste servicio.



La remuneración de los STR´s y SDL´s se soporta en una metodología de costo histórico, es decir se consideran los activos y demandas existentes al momento de calcular las tarifas y no las inversiones y demandas que se presenten en el futuro.

La determinación de las tarifas para una empresa considera su eficiencia relativa respecto a las demás empresas del país. Así, por ejemplo, una empresa cuyos costos medios superan notoriamente el promedio de costos medios de la totalidad de Operadores del país seguramente será objeto de un reconocimiento de costo medio menor al real.

La metodología pretende reconocer las características de dispersión de los sistemas de distribución (un mayor costo para las empresas que emplean un volumen significativo de inversiones en razón de que sus usuarios se distribuyen en una amplia área geográfica).

La metodología reconoce las inversiones eléctricas a costos de reposición a nuevo sin importar si los mismos en realidad son nuevos o han sido instalados en el pasado. En concordancia con este hecho se reconocen como gastos de administración, operación y mantenimiento de los sistemas los valores que se estiman serían necesarios para realizar estas actividades en un sistema nuevo (y no uno "viejo" donde normalmente estos gastos son más altos).

Los cargos de los Sistemas de Transmisión Regional o de los Sistemas de Distribución Local, diferentes al Nivel de Tensión I, se determinarán a partir de los inventarios de los OR, de acuerdo con las Unidades Constructivas que se presentan en el Anexo 3 de la Resolución CREG 082 de 2002. Los OR podrán presentar Unidades Constructivas especiales no contempladas en la resolución, para lo cual deberán suministrar la información correspondiente, de acuerdo con las Circulares expedidas por la Comisión.

Los cargos de los Sistemas de Transmisión Regional se determinarán a partir de los activos de uso pertenecientes al Nivel de Tensión IV y de las conexiones al STN de los OR. Los cargos máximos de los Sistemas de Distribución Local se determinarán a partir de los activos de uso pertenecientes a los niveles de tensión III y II y de las conexiones entre OR en dichos niveles. Los Cargos máximos del Nivel de Tensión I se determinarán a partir de los cargos aéreos (urbano y rural) y subterráneo que establezca la CREG.

Los usuarios de los STR o SDL pagarán un cargo por su uso (monomio o monomio horario), en función del Nivel de Tensión donde se encuentren conectados. Para el caso



de los STR y a efecto de la liquidación y facturación de los cargos, el Liquidador y Administrador de Cuentas (LAC), aplicará únicamente cargos monomios. Los usuarios que sean propietarios de activos del Nivel de Tensión I pagarán cargos del Nivel de Tensión III o II, dependiendo del Nivel de Tensión donde esté conectado su transformador de distribución secundaria. Para este efecto, cuando el equipo de medida de un usuario propietario de activos del Nivel de Tensión I se encuentre instalado en dicho nivel, su consumo facturable deberá ser proyectado al Nivel de Tensión II ó III, según sea el caso, con los factores para referir que se presentan en el Anexo No. 10 de la Resolución CREG-082 de 2002.

Con respecto al transporte de energía reactiva, “En caso de que la energía reactiva consumida por un Usuario, sea mayor al cincuenta por ciento (50%) de la energía activa (KWh) que le es entregada en cada periodo horario, el exceso sobre este límite, en cada periodo, se considerará como energía activa para efectos de liquidar mensualmente el cargo por uso del respectivo sistema”. (Resolución CREG 082 de 2002, Artículo 11).

1.3 ASPECTOS A DESTACAR DE LA REGULACION DE LA DISTRIBUCION Al presentar el alcance y temas que cobija la regulación de la distribución se destaca lo siguiente:

Libre acceso a los Sistemas de Transmisión Regional (STR) y a los Sistemas de Distribución Local (SDL). Los Transmisores Regionales y/o Distribuidores Locales de energía eléctrica, deben permitir el acceso indiscriminado a las redes de su propiedad por parte de cualquier usuario, comercializador o generador que lo solicite, en las mismas condiciones de confiabilidad, calidad y continuidad establecidas en las disposiciones legales y reglamentarias aplicables a esta materia. Asegura el funcionamiento seguro, confiable y económico del Sin en general y los STR´s y/o SDL´s e incluyen el planeamiento operativo y la adecuada coordinación entre los diferentes agentes.

Operación de los STR´s y/o los SDL´s; se dan disposiciones necesarias para asegurar el funcionamiento seguro, confiable y económico de estos sistemas, incluyendo el planeamiento operativo y una adecuada coordinación entre los agentes.

Criterios, indicadores y responsabilidades en materia de la calidad de la potencia y del servicio suministrado por los diferentes OR´s, con el propósito de dar garantías mínimas a los usuarios conectados al STR y/o SDL. Se establecen obligaciones y



responsabilidades por la calidad de la potencia y el servicio suministrado a los usuarios conectados al sistema. Así mismo se establecen valores de compensación definidos por la CREG en un periodo de transición al no cumplir dichos criterios de calidad y servicio.

Se ha establecido la metodología de los cargos por uso de los STR´s y/o SDL´s en función de criterios de ley, analizando los activos eléctricos del sistema, la topología de la red (aérea, subterránea, rural, urbana) y la energía transportada. (Resolución 082 de 2002). Los cuatro niveles de tensión en que se ha dividido la infraestructura regulatoria asociada con la actividad de distribución son: Nivel IV (57.5 KV, < 220 KV), Nivel III (30 KV, < 57.5 KV), Nivel II (1 KV, < 30 KV) y Nivel I (< 1 KV). En la Figura 1 se presenta la configuración regulatoria de los STR´s y los SDL´s, su conexión eléctrica con su respectivo nivel de tensión y sistema de transporte.

Figura 1. Configuración regulatoria de la distribución de energía eléctrica

C O N EXIO N AL STN

Sistem a de Transm isión N acional

S TN

Sistem a de Transm isión

R egionalSTR

Sistem a de D istribución

LocalSD L

N IVEL D E TEN SIO N III

N IVEL D E TEN SIO N II

N IVEL D E TEN SIO N I

N IVEL D E TEN SIO N IV

Fuente: CREG



1.4 GASTOS DE ADMINISTRACIÓN OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (AOM)

Este concepto es un componente fundamental en la determinación de los costos de la actividad de la distribución de energía eléctrica; siendo este concepto un ítem importante en la búsqueda de la eficiencia referida a la productividad dentro de la empresa distribuidora. Como parte del estudio que sobre los costos eficientes de AOM ha venido desarrollando la Comisión, se realizó un análisis completo a través de la metodología “Análisis Envolvente de Datos”, DEA, el cual, arrojó resultados que sirven como base para la propuesta contenida en la Resolución CREG 073 de 2002. Esta resolución de consulta contiene la metodología sobre la cual se estimarán los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional (STR) y de Distribución Local (SLD) en el período 2003 – 2007. Al mismo tiempo, la Comisión contrató el “Estudio sobre las Actividades de Administración, Operación y Mantenimiento en todos los Niveles de Tensión y Topología del Nivel de Tensión 1” 1 , el cual tenía entre sus objetivos principales determinar claramente los conceptos o actividades asociados a los gastos de Administración, Operación y Mantenimiento en los STR´s y/o SDL´s y desarrollar una metodología que permitiera establecer los valores y mecanismos para remunerar dichas actividades, así como fijar y delimitar claramente las responsabilidades de las empresas, usuarios y terceros propietarios de los activos. Los costos de AOM que se estiman como eficientes corresponden a los gastos reales de las empresas. Es importante considerar que los gastos que se deben reconocer en la tarifa son aquellos asociados con activos que se remuneran como nuevos. Con estas estimaciones se pretende mantener la forma de remuneración de los gastos AOM, como porcentaje del valor de los activos durante el último período tarifario, previa validación de los mismos con los gastos que realmente afrontan las empresas. “Los Gastos anuales por concepto de Administración, Operación y Mantenimiento (incluyendo el mantenimiento de transformadores de distribución, protecciones asociadas y redes secundarias), que se reconocerán al Operador de Red j para el Nivel de Tensión n (CTAOMj,n)...”, se estimarán de acuerdo con la expresión descrita en el anexo # 1 “cálculo de costos anuales equivalentes”, los porcentajes de AOM para niveles de tensión IV y III 1,63 % y para niveles de tensión II y I 2,51 %. (Resolución CREG 073 de 2002). ____________ 1 Consultoría Colombiana S.A. Informe Final “Estudio sobre las Actividades de Administración, Operación y Mantenimiento en todos los Niveles de Tensión y Topología del Nivel de Tensión 1”, como documento de consulta, Radicado CREG No. 6215 de Julio de 2002.


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CARLOS ALFREDO GONZALEZ CASAS

2. DESCRIPCIÓN DE LA INGENIERÍA DE REDES DE SUBTRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN

En el presente capítulo a diferencia del anterior se va a abordar ahora la teoría de la ingeniería de las redes de subtransmisión y distribución. Un sistema eléctrico de potencia incluye las etapas de generación, transmisión, distribución y utilización de la energía eléctrica y su función primordial es la de llevar esta energía desde los centros de generación hasta los centros de consumo en beneficio del usuario en términos de calidad, oportunidad y costo del servicio. Dada la gran distancia que existe entre los centros de generación y los centros de consumo, en la central generadora se dispone una subestación elevadora que entrega la energía a las líneas de transmisión de alto voltaje, las cuales la llevan hasta las subestaciones receptoras primarias ubicadas en sitios ya muy próximos a las ciudades y donde se reduce el voltaje a niveles de subtransmisión; de sus barrajes salen las líneas de subtransmisión que alimentarán zonas industriales, poblados menores y entran a las grandes ciudades donde se encuentran estratégicamente ubicadas las subestaciones receptoras secundarias que se encargan de bajar nuevamente el voltaje ya a niveles de distribución; de los barrajes de estas subestaciones sale un grupo de alimentadores conocidos como circuitos primarios, esos circuitos recorren la ciudad alimentando los transformadores de distribución encargados de reducir el voltaje a niveles utilizables por los usuarios que toman la energía de las redes de distribución secundaria. 2 Teniendo en cuenta, además que es en esta parte donde se producen los porcentajes más grandes de pérdidas de energía en todas sus manifestaciones debido al gran volumen de elementos que lo conforman. Es por esto entonces, que los cálculos en los sistemas de subtransmisión y distribución deben complementarse con los estudios de pérdidas de energía, calibres económicos y cargabilidad económica de transformadores de distribución, así se consideran las variables económicas y la mejor alternativa considerando costos de adquisición de equipos, costos de operación y mantenimiento, costos de las pérdidas y los efectos sociales que las alternativas evaluadas produzcan en la región en estudio. ____________ 2 RAMÍREZ CASTAÑO, Samuel. Redes de subtransmisión y distribución de energía. Segunda edición. Manizales: Centro de publicaciones Universidad Nacional de Colombia, 1995. p. 1.


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La distribución de energía eléctrica es una actividad cuyas técnicas están en un proceso constante de evolución reflejada en el tipo de equipos y herramientas utilizadas, en los tipos de estructuras, en los materiales con los que se construyen las redes de distribución y en los métodos de trabajo de las cuadrillas de construcción y mantenimiento, reflejada también en la metodología de diseño y operación (programas de gerencia de redes, software, gráfico, etc.). Además, los criterios sobre los cuales se sustenta la distribución de energía eléctrica se basa en parámetros de diseño tomados de las prácticas usuales de la empresa y del Sector Eléctrico Colombiano en el diseño, construcción y operación del sistema de distribución y del resultado de estudios y estimativos que se presentan en el sistema para los próximos años. 3 Algunos de estos factores de evolución son:

Expansión de la carga.

Normalización de materiales, estructuras y montajes.

Herramientas y métodos adecuados.

Métodos de trabajo específicos y normalizados.

Programas de prevención de accidentes.

Surgimiento de industrias de fabricación de equipos eléctricos.

Grandes volúmenes de datos y planos.

El planeamiento y los factores de evolución en el diseño de los sistemas de subtransmisión y distribución es un proceso programado de la expansión y mejoramiento de los mismos, considerando el crecimiento futuro, en el tamaño y la importancia de la carga; un buen planeamiento debe basarse en metodologías y diseños técnicamente aceptables. Lo anterior es el resultado del creciente interés y experiencia de las empresas del sector eléctrico en aumentar su eficiencia en la operación y administración de estos sistemas, y el empeño en la actualización de conceptos y criterios de análisis de estos sistemas. 4 ____________ 3 ICEL, Instituto Colombiano de Energía Eléctrica. Normas para sistemas de subtransmisión y distribución de energía. Publicaciones Medellín, 2000. p 25. 4 ACIEM, Asociación Colombiana de Ingenieros. Memorias de las primeras y quintas jornadas de subtransmisión y distribución de energía. Manizales, marzo de 1999 y octubre de 2001. p 16.


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Este esfuerzo es motivado adicionalmente por las altas relaciones beneficio costo de las inversiones que permiten a las empresas tener acceso a créditos para estas inversiones, como también de la preocupación que se ha generado en la última década por el incremento de las pérdidas de energía del sistema a niveles críticos con los perjuicios que esto trae a las empresas electrificadoras. 2.1 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN Para ubicar el sistema de distribución debemos ubicarnos en un sistema de potencia característico como el de la figura 2. Este sistema de distribución está conformado por: Figura 2. Ubicación de sistemas de distribución dentro de un sistema de potencia

Fuente: RAMÍREZ CASTAÑO, Samuel. Redes de subtransmisión y distribución de energía

CENTRAL

13.2 KV 220 KV

LINEAS DE TRANSMISION

SUBESTACION PRIMARIA RECEPTORA

220 KV115 KV

LINEAS DE SUBTRANSMISION

A grandes zonas industriales

A poblaciones mayores

33 KV

A poblaciones medianas o zonas

industriales

115 KV

33 KV

SUBESTACION RECEPTORA SECUNDARIA

A zonas industriales medianas

A poblaciones medianas

33 KV

SUBESTACION DISTRIBUIDORA

13.2 KV

A pequeños sectrores industriales

A pequeñas poblaciones o zonas rurales

Pequeña fábrica380 V - 600 V

13.2 KV

RED DE DISTRIBUCION

PRIMARIA

208 / 120 V

EDIFICIO

220 / 110 V

RED DE DISTRIBUCION SECUNDARIA


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2.1.1 Subestaciones receptoras secundarias. Donde se transforma la energía recibida de las líneas de subtransmisión dan origen a los circuitos de distribución primaria. 2.1.2 Circuitos primarios. Que recorren cada uno de los sectores urbanos y rurales suministrando potencia a los transformadores de distribución a voltajes como 13.2 KV, 11.4 KV, etc. 2.1.3 Transformadores de distribución. Se conectan a un circuito primario y suministran servicio a los consumidores o abonados al circuito secundario. 2.1.4 Circuito secundario. Encargados de distribuir la energía a los usuarios con voltajes como 120/208 V, 120/240 V y en general voltajes hasta 600 V. 2.2 PLANEACIÓN Y DISEÑO DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN Es usual que la documentación técnica relacionada con un proyecto de distribución contenga cuatro partes:

Las memorias descriptivas.

Las notas de cálculo (criterios, secuencia de cálculo, fórmulas básicas de cálculo).

Las especificaciones técnicas sobre equipos y elementos.

Los planos. 2.3 FLUJOGRAMA DE CALCULO Como modelo de la secuencia para el cálculo se presenta en la figura 3 un flujograma característico para los proyectos que se realizan en el país. Este flujograma constituye el expediente técnico del proyecto teniendo en cuenta las normas del Código Eléctrico Nacional y las normas de cada una de las empresas electrificadoras. 5 ____________ 5 RAMÍREZ,. Op cit. P 4.


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Figura 3. Flujograma de cálculo de redes de distribución

Fuente: RAMÍREZ CASTAÑO, Samuel. Redes de subtransmisión y distribución de

energía Dentro del anexo E se indican los principales criterios para el cálculo, diseño, dimensionamiento y selección de los elementos eléctricos, como también elementos de diseño mecánico y de construcción, con aplicación directa en el diseño de redes distribución.

RECOPILACION DE INFORMACION

NIVELES DE TENSION RED PRIMARIA RED Y SECUNDARIA

NIVEL BASICO DE AISLAMIENTO

DISTANCIAS ELECTRICAS

DISPOSICION DE CONDUCTORES

CALCULO PARAMETROS ELECTRICOS

SECCIONES DE CONDUCTORES RED PRIMARIA Y SECUNDARIA

CALCULO MECANICO DE CONDUCTORES

ELECCION DE ESTRUCTURAS

RETENIDAS DE REDES PRIMARIAS Y SECUNDARIAS

ELEMENTOS DE ANCLAJE

REQUERIMIENTOS LEGALES-NORMAS REQUERIMIENTOS DEL CLIENTE

TIPOS DE ARMADO

SELECCION DE AISLADORES

SISTEMA A USAR PRESION DEL VIENTO CALCULO PREVIO DE FLECHA

DIMENSIONAMIENTO POSTES MATERIAL POSTES

DISTRIBUCION DE S/E

CALCULO MECANICO DE POSTES

TIPOS DE CARGA RADIO MAS CONVENCION DE S/E

ALUMBRADO PUBLICO

RECORRIDO

RED PRIMARIA RED SECUNDARIA

TOPOLOGIA

TABLA DE TEMPLADO

PERDIDAS DE ENERGIA

PROTECCIONES

PUESTA A TIERRA

VALORES DE CORTO CIRCUITO

CIMENTACION ESTRUCTURAS

TOPOLOGIA RECORRIDO

ANALISIS DE RADIO INTERFERENCIA

PERDIDAS DE ENERGIA

VALORES DE CORTO CIRCUITO

COORDINACION DE PROTECCIONES

PUESTA A TIERRA

REGULACION DE TENSION

ROTURA CONDUCTOR

DETERMINACION PIN RED PRIMARIA

CALCULO DE CRUCETAS

REGULACION DE TENSION


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Los criterios sobre los cuales se sustenta el diseño de las redes de subtransmisión y distribución comprende los parámetros de diseño tomados de las prácticas usuales y de la experiencia de las empresas electrificadoras y del Sector Eléctrico Colombiano en el diseño, construcción y operación de estas redes y del resultado de estudios y estimativos para los próximos años del flujo de carga, corrientes de corto circuito del sistema y características eléctricas en general de las redes eléctricas. Así como también se tienen en cuenta pautas metodológicas, procedimientos y normas utilizadas en el diseño y en la selección de materiales para las redes, teniendo en cuenta las condiciones de construcción y operación. Vale la pena advertir que los criterios aquí establecidos no deben constituirse en norma rígida de diseño, sino en una guía susceptible de admitir variantes acordes con el desarrollo de las técnicas y prácticas de la ingeniería en el campo de las redes de subtransmisión y distribución. Los parámetros de diseño y cálculo que se tratan a continuación son los resultantes de las características del sistema eléctrico, de las condiciones locales donde van estar localizadas las redes de subtransmisión y distribución. 2.4 CLASIFICACIÓN DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN La clasificación de las redes de distribución tiene diferentes parámetros y características a tener en cuenta y a aplicar en el momento de su cálculo y diseño, estas se clasifican así: 6 2.4.1 Redes desde el punto de vista de construcción. 2.4.1.1 Redes de distribución aérea. Comparadas con las subterráneas tienen costos iniciales bajos, son susceptibles de fallas provocando muchas interrupciones en el servicio. 2.4.1.2 Redes de distribución subterránea. Por el contrario, una red subterránea puede resultar mucho más confiable. Una desventaja sería su alto costo, además, están muy expuestas a la humedad y su mantenimiento es complicado. ____________ 6 RONCANCIO E., Yesid. Redes eléctricas su disposición construcción y cálculo. Bogotá 1996, p 25 - 34. Trabajo de grado. (Ingeniero electricista). Universidad de La Salle .


____________________________________


2.4.2 Redes desde el punto de vista de su aplicación. 2.4.2.1 Redes de distribución para fuerza motriz. La principal característica debe ser la continuidad en el servicio y un buen diseño técnico económico. 2.4.2.2 Redes de distribución para alumbrado público. Cubren las necesidades en los centros urbanos relacionados con el alumbrado de calles, avenidas, parques, jardines, centros de reuniones exteriores. 2.4.2.3 Redes para alumbrado residencial y comercial. Aquí se incluyen todos los consumidores, tipo residencial ya sean unifamiliares, bifilares, trifilares y multifilares, condominios, urbanizaciones, así como los centros comerciales. 2.4.2.4 Redes de distribución para el servicio de tracción. El suministro para este tipo de servicio se hace por lo general en forma independiente debido a que usa corriente directa, rectificándose la corriente alterna en las subestaciones de la empresa que prestan el servicio de tracción. 2.4.3 Redes desde el punto de vista de la zona a servir. 2.4.3.1 Redes de distribución para zonas urbanas. Las principales características de las redes de distribución urbana son:

Usuarios muy concentrados.

Cargas monofásicas, bifásicas y trifásicas.

Facilidad de acceso.

En general se usa postería de concreto.

Es necesario coordinar los trazados de la red eléctrica con las redes telefónicas, redes de acueducto, alcantarillado y otras redes, igualmente tener en cuenta los parámetros.

Se usan conductores de aluminio ACSR y cobre.


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Facilidad de transporte desde los proveedores de materiales y equipos al sitio de la obra.

Transformadores generalmente trifásicos en áreas de alta densidad de carga y

monofásicos y/o bifásicos en áreas de carga moderada.

El trabajo en general puede ser mecanizado.

La separación entre conductores y estructuras de baja tensión y media tensión son menores.

En caso de remodelaciones y arreglos es necesario coordinar con la empresa de

energía correspondiente los cortes del servicio. 2.4.3.2 Redes de distribución para zonas rurales. Las principales características de las redes de distribución rural son:

Usuarios muy dispersos.

Cargas generalmente monofásicas.

Dificultades de acceso en las zonas montañosas lo que implica extracostos en el transporte y manejo de materiales.

En zonas accesibles se usa postería de concreto.

En zonas de difícil acceso se usa postería de madera inmunizada.

Los transformadores por lo general son monofásicos 2H ó 3H.

Conductores ACSR.

A menudo es necesario efectuar desmonte de la zona.

2.4.3.3 Redes de distribución para zonas turísticas. Donde los ciclos de carga tienen que ver con las temporadas de vacaciones. 2.4.3.4 Redes de distribución para zonas industriales. Tienen un componente importante de energía reactiva debido a la gran cantidad de motores instalados. Con frecuencia se hace


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necesario corregir el factor de potencia. Además de las redes independientes para fuerza motriz es indispensable distinguir otras para calefacción y alumbrado. 2.4.4 Redes desde el punto de vista de la tensión de operación.

Redes de distribución primaria. 13.2 KV, 11.4 KV.

Redes de distribución secundaria. 220-127 V ó 480-254V. 2.4.5 Redes desde el punto de vista de fases.

Redes de distribución trifásicas.

Redes de distribución bifásicas.

Redes de distribución monofásicas. 2.4.6 Redes desde el punto de vista del tipo de corriente.

Redes de corriente continua.

Redes de corriente alterna. 2.5 CARACTERISTICAS DE LA CARGA Para el cálculo y diseño de un sistema de subtransmisión y distribución se deben realizar y compilar estudios de cada una de las variables que se obtienen de las características de la carga, siendo este un factor importante en el cual se apoya de forma definitiva la decisión sobre el dimensionamiento adecuado de las redes (subtransmisión y distribución). A continuación se enumeran las características y por medio de un ejemplo práctico (capítulo 5), se evidencia como estas características y conceptos son utilizados en el diseño y planeación de estos sistemas; su definición y conceptos se presentan en el Anexo E.


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Carga instalada

Demanda

Carga máxima

Curvas de carga diarias

Curvas de carga anual

Curvas de duración de carga anual

Densidad de carga

Tasa de crecimiento de la demanda

Factor de demanda Fd

Factor de forma Ff

Factor de diversidad de grupoFdg

Factor de simultaneidad o de coincidencia Fco

Factor de utilización Fu

Factor de planta Fpl

Factor de potencia cos Ф

Factor de carga Fc

Demanda máxima promedio Dmax dp

Demanda coincidente por servicio Dcs

Curvas de factores de diversidad

Cargas de diseño en redes de distribución

Regulación de tensión

Porcentaje de pérdidas


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Un sistema de distribución alimenta un fraccionamiento que tiene cargas residenciales, comerciales y de alumbrado público 7 . La potencia que absorbe la red en Kw es la siguiente: Tabla 1. Carga diaria ejemplo práctico

Fuente: Estadísticas UPME El alimentador subterráneo exclusivo para el fraccionamiento tiene una capacidad de 4 MVA. La carga total instalada en KW y por tipo de consumidor y la respectiva curva de carga diaria es la siguiente: Se deben hallar las características de cada una de las cargas y las del fraccionamiento. ____________ 7 RAMÍREZ,. Op cit. P 29.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16

300 300 300 300 300 500 700 1000 1000 1000 700 700 500

500 700 700 500 500 500 500 500 500 500 800 800 1200

1200 1200 1200 1200 1000 1000 30 30 30 30 30 30 -- -- --

17 18 19 20 21 22 23 24

Horas

Horas

TIPO

RESIDENCIAL

COMERCIAL

A. P.

Total KW

TIPO

RESIDENCIAL

COMERCIAL

A. P.

Total KW

830 830 830 830 830 1030 1200 1800 1800 2200 1900 1900 1700 1700 1500 1700

700 700 1000 1000 1200 1200 1000 300300 1000 1400 1400 1450 1400 1200 500 500 -- -- -- 30 3030 30 30 30 30

1700 2130 2430 2480 2630 2230 830 830


____________________________________


Tabla 2. Carga total por tipo de consumidor

Fuente: Estadísticas UPME Figura 4. Curvas de carga de ejemplo práctico

Fuente: Estadísticas UPME

TIPOCARGA

(KW) F. P.RESIDENCIAL

COMERCIAL

A. P.

TOTAL

20001500

303530

0.90.81.00.9

T

C

R

AP

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

500

1000

1500

2000

2500

t


____________________________________


Características de cada una de las cargas y las del fraccionamiento:

Demandas máximas individuales:

KWDKWDKWD

MAC

MC

MR

3014501200

===

Demanda máxima del fraccionamiento: KWDMF 2630=

Factores de demanda: En el cálculo de redes, el factor de demanda indica el grado

al cual la carga total instalada se opera simultáneamente.

745.035302630

0.13030

966.015001450

6.020001200

==

==

==

==

dF

dAP

dC

dR

F

F

F

F

Factor de utilización del cable: En el mismo proceso del cálculo de redes , el factor de utilización indica la fracción de la capacidad del sistema que se está utilizando durante el pico de carga en el intervalo considerado, (es decir, indica la utilización máxima del equipo o instalación).

( ) 73.09.04002630 =∗=UF

Factor de coincidencia: La aplicación correcta del Fco constituye un elemento muy importante en la planeación del sistema, ya que será la demanda máxima corregida por este factor la que se deberá aplicar para seleccionar el equipo (transformadores o conductores) de la red, haciendo más confiable y económico el diseño.

98.03014501200

2630=

++=COF


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Factores de carga: En este caso se da la razón entre la demanda promedio en un intervalo durante el día y la demanda máxima observada, y se usa esta relación para cálculo de conductores y equipos.

6.0

541.024303013

63.0241450

1145031400310006120028009500

545.0241200

2120051000670045007300

=

=∗∗

=

=∗

∗+∗+∗+∗+∗+∗=

=∗

∗+∗+∗+∗+∗=

CF

CAP

CC

CR

F

F

F

F

El siguiente es otro ejemplo práctico en donde se observa la utilización de estas características de la carga a alimentar y que como parámetros son utilizados en el dimensionamiento y diseño de las redes de subtransmisión y distribución. Un transformador de distribución de 37.5 KVA alimenta una red de distribución con carga residencial cuyas cargas horarias promedio en KW para el día pico se muestran en la tabla 3 y figura 5. La carga total instalada es de 45 KVA. Hallese las características de la carga.

Tabla 3. Cargas horarias promedio en KW día pico

Fuente. Estadísticas UPME

HORA DEMANDA HORA DEMANDADE A KW DE A KW

12 AM 1 AM 10 12 PM 1 PM 131 AM 2 AM 8 1 PM 2 PM 152 AM 3 AM 6 2 PM 3 PM 163 AM 4 AM 7 3 PM 4 PM 194 AM 5 AM 8 4 PM 5 PM 215 AM 6 AM 9 5 PM 6 PM 246 AM 7 AM 10 6 PM 7 PM 277 AM 8 AM 12 7 PM 8 PM 308 AM 9 AM 15 8 PM 9 PM 289 AM 10 AM 14 9 PM 10 PM 2310 AM 11 AM 13 10 PM 11 PM 1911 AM 12 AM 11 11 PM 12 PM 13


____________________________________


Figura 5. Cargas horarias promedio para el día pico


Demanda máxima (carga pico) = 30 KW valor mostrado y ocurre de 7 PM a PM.

Horas equivalentes: Aquí se define el número de horas de demanda pico que producirán las mismas pérdidas totales que producen las cargas actuales sobre un periodo especificado de tiempo, este parámetro es un dato utilizado para cuantificar las pérdidas del sistema eléctrico en cuestión.

( )KWKWh

MáximaDemandaKWTotalEnergíaESEQUIVALENTHORAS

30371

==

Demanda Promedio = KWh

KWhhorasdeTotalTotalEnergía 46.15

24371

==

30

25

20

15

10

5

2 4 6 8 10 NOON 2 4 6 8 10 MID NIGHT

MID NIGHT

AVERAGE LOAD

15.45 KW

AVERAGE HOURLY LOADSPEAK DAYS


____________________________________


Factor de demanda = 74.09.045

30argarg

=∗

=KW

KWInstaladaaCMáximaaC

Factor de utilización = 89.09.05.37

30arg=

∗=

KWKW

InstaladaCapacidadMáximaaC

Factor de planta: El factor de planta da una indicación de la utilización promedio del equipo o instalación.

Factor de planta = 45.09.055.37

46.15Prarg=

∗=

KWKW

InstaladaCapacidadomedioaC

Factor de carga = 515.030

46.15Pr==

KWKW

MáximaDemandaomedioDemanda

Duración de la carga: Es un parámetro en donde se relacionan las demandas y la duración de las demandas en un periodo de tiempo, gráficamente se presentan como indicativo del comportamiento del sistema en la gráfica de la figura 6.

Figura 6. Curva de duración de carga


9 0

8 0

7 0

6 0

5 0

4 0

3 0

2 0

1 0

% D

E PI

CO

% T IE M P O


____________________________________


Horas equivalentes de pérdidas: Estas horas se calculan como dato adicional para el análisis de pérdidas totales dependiendo de las demandas, en la figura 7 se muestra el cuadrado de las demandas durante el día.

Figura 7. Cuadrados de las demandas horarias

Fuente: Estadísticas UPME En general un examen de las cargas proveerá bases acerca de la relación entre las pérdidas de potencia y energía, y dentro de los cálculos para redes de distribución proporciona un dato importante en la búsqueda de un optimo diseño de las redes. 2.6 PARÁMETROS ELÉCTRICOS Los parámetros eléctricos de operación de los elementos de un sistema de subtransmisión y distribución (conductores eléctricos, equipos de transformación, corte y protección, etc.), son de gran utilidad para el diseñador de sistemas de distribución de energía, ya que el conocimiento de dichos parámetros permite el estudio técnico económico que sirve de base para la selección correcta de estos elementos con base en las caídas de tensión, las pérdidas de energía, las corrientes de cortocircuito, la capacidad de los conductores, etc. También

900

800

700

600

500

400

300

200

100

2 4 6 8 10 NOON 2 4 6 8 10

AVERAGE

285 KW 2

SQUARES OF HOURLY DEMANDSPEAK DAY


____________________________________


permite determinar el valor de la impedancia Z que es tan necesario en los análisis de regulación y cortocircuito del sistema, así como el comportamiento de equipos y elementos en regímenes transitorios al efectuar las pruebas de campo y el mantenimiento correcto. Por ejemplo, el calibre o selección de un conductor requerido para una aplicación específica se determina por la corriente requerida por la carga, por la caída de tensión permisible, por la pérdida de energía y por la corriente de cortocircuito que pudiera recorrer el conductor y los elementos de corte y protección; de aquí la importancia del concepto de caída de tensión y términos afines que se definen en el Anexo E. 2.7 PÉRDIDAS DE ENERGÍA Dentro de los criterios de cálculo, planeamiento y diseño de redes de subtransmisión y distribución ha venido siendo un ítem importante a tener en cuenta las pérdidas de energía (técnicas y no técnicas), pues en el curso de los últimos años el costo de materiales y equipos han evolucionado en forma diferente a los costos de la energía, y han tenido un incremento proporcionalmente mayor. En esta forma y más aun frente a la perspectiva y la necesidad de acometer programas por parte de las empresas distribuidoras de energía y las firmas de ingeniería que las asesoren, se han revisado y actualizado los criterios de planeamiento y diseño de las redes de distribución, y en particular, de la selección económica de conductores, de niveles de pérdidas y cargabilidad económica de transformadores de distribución. 8 Del total de las pérdidas aproximadamente las 2/3 partes corresponden a pérdidas técnicas en los conductores y transformadores de los sistemas de transmisión y distribución y 1/3 parte a las que se han denominado pérdidas no técnicas ó “negras”, que corresponden a la energía no facturada por fraude, descalibración de medidores, errores en los procesos de facturación y/o lectura, etc. 9 Es importante que el criterio de diseño tenga en cuenta el costo de las pérdidas, para así incorporar estos criterios de planeación diseño y operación a un proceso de toma de decisiones en búsqueda de una aplicación económica optima. Esto es especialmente cierto para tamaños de conductores, carga normal y de emergencia de los conductores y transformadores, aplicación de reguladores y control del factor de potencia. ____________ 8 ACIEM, Asociación Colombiana de Ingenieros. Memorias de las quintas jornadas de subtransmisión y distribución de energía. Manizales, marzo de octubre de 2001. 26 p. 9 RAMÍREZ,. Op cit. P 98


____________________________________


El procedimiento y su aplicación se presenta en el Anexo E, pero su procedimiento general para establecer un criterio de diseño es el siguiente:10

Determinar las probables magnitudes de demanda y modelos de carga para los diferentes niveles del sistema.

Determinar los costos de instalación, operación, y mantenimiento para la empresa

de energía, evaluados para varios tamaños de conductores.

Imponer el modelo de carga indicado sobre la alternativa para un periodo de veinte (20) años.

Derivar el valor presente de todos los costos (instalación, operación, mantenimiento

y pérdidas para la alternativa y seleccionar la más económica encontrada). Los niveles de pérdidas normales de un sistema, que se muestran en la tabla 4 muestra una guía para los niveles máximos deseables de pérdidas para las diferentes partes de un sistema de subtransmisión y distribución, como parte de estudios promovidos y financiados por la Financiera Energética Nacional FEN, con el apoyo del Banco Interamericano de Desarrollo BID en el año 94, este programa de estudios fue orientado principalmente a la remodelación de sistemas de distribución, así como la financiación de medidas tendientes a la recuperación de pérdidas técnicas.11 Tabla 4. Pérdidas de potencia (% de KW generados)

Fuente: ICEL ____________ 10 RAMÍREZ,. Op cit. P 129. 11 ICEL, Instituto Colombiano de Energía Eléctrica. Normas para sistemas de subtransmisión y distribución de energía. Publicaciones Medellín, 2000. p 125.

COMPONENTES DEL SISTEMA NIVELES DESEADOS NIVELES TOLERABLESSubestación elevadora 0,25% 0,50%Transmisión y subestación EHV 0,50% 1,00%Transmisión y subestación HV 1,25% 2,50%Subtransmisión 2,00% 4,00%Subestación de distribución 0,25% 0,50%Distribución primaria 3,00% 5.00%Transformador de distribución ydistribución secundaria 1,00% 2,00%

TOTALES 8,25% 15,50%


_______________________________ CARLOS ALFREDO GONZALEZ CASAS

3. PUNTOS DE VISTA DE LOS AGENTES QUE INTERVIENEN EN LA CADENA DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE ENERGÍA

ELÉCTRICA

En el presente trabajo se introdujo la tarea de recopilar los puntos de vista de empresas que intervienen en la cadena de prestación del servicio de energía eléctrica, empresas que como agentes reconocen adecuadamente la labor de las empresas distribuidoras en el sector, y así mismo los usuarios que como consumidores deben formar parte de dicha actividad en dicha cadena. Uno de los fines del presente trabajo es ayudar a la búsqueda del mejoramiento y la competitividad de las empresas distribuidoras de energía eléctrica, y después de analizar el contexto regulatorio y técnico de la distribución, se considera también analizar las perspectivas que se generan por parte de empresas y usuarios que forman parte dentro del negocio de la distribución, y que están directamente vinculados con los derechos y obligaciones que a estos les cabe asumir y que asigna el modelo regulatorio de la distribución. Dentro de este estudio en particular se identificaron los puntos de vista de los agentes que intervienen dentro de esta actividad. Como metodología se diseña la siguiente entrevista que recoge dicha información dirigida a las personas que intervienen en la cadena de prestación del servicio. Buscando perfiles esta encuesta va dirigida hacia:

Agentes que trabajan en el sector

Gremios de ingenieros

Usuarios 3.1 METODOLOGÍA DE ENTREVISTA Como metodología de este trabajo se busca recopilar los puntos de vista de empresas que intervienen en la cadena de prestación del servicio de energía eléctrica, empresas que como agentes reconocen adecuadamente la labor de las empresas distribuidoras en el sector.



Para puntualizar el tema se plantearon preguntas básicas que como elementos se encaminan al propósito de contemplar los temas tanto de regulación como de ingeniería, buscando los diferentes puntos de vista representativos del sector para que produzcan como resultado un análisis mas completo del tema. De las respuestas a las siguientes preguntas se recopiló la información de personas dentro del sector, desde los puntos de vista técnico, de remuneraciones y de responsabilidades; así como de concluir y recomendar los correctivos, las soluciones y los estudios posteriores que se deben tener en cuenta para la solución de la problemática regulatoria de la distribución. A continuación se presenta el “formato de encuesta” diseñado para la ejecución de la entrevista: Con el fin de ayudar a la búsqueda del mejoramiento y la competitividad de las empresas del sector eléctrico, en especial a las empresas distribuidoras de energía; se está elaborando el trabajo de grado titulado EVALUACIÓN DE LA TEORÍA REGULATORIA DE LA DISTRIBUCIÓN EN RELACIÓN CON LA INGENIERÍA DE LA SUBTRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN, dentro de la Facultad de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de La Salle, trabajo que contribuirá a establecer la compatibilidad regulatoria de la distribución con los aspectos técnicos de ingeniería y su respectiva función dentro de la cadena de prestación del servicio de energía eléctrica. Como metodología de este trabajo se busca recopilar los puntos de vista de empresas que intervienen en la cadena de prestación del servicio de energía eléctrica, empresas que como agentes reconocen adecuadamente la labor de las empresas distribuidoras en el sector, y así mismo los usuarios que como consumidores deben formar parte activa en dicha cadena, como el gremio de ingenieros. Para focalizar el tema se plantean preguntas básicas que se encaminan al propósito de contemplar los temas tanto de regulación como de ingeniería, buscando los diferentes puntos de vista representativos del sector para que produzcan como resultado un análisis mas completo del tema. De las respuestas a las siguientes preguntas se recopilara la información de personas dentro del sector, desde los puntos de vista técnico, de remuneraciones y de responsabilidades; así como de concluir y recomendar los correctivos, las soluciones y los estudios posteriores que se deben tener en cuenta para la solución de la problemática regulatoria de la distribución.

Que fin busca la regulación en el sector de la distribución?



Que aspectos de la regulación han funcionado dentro del sector de la distribución?

Que aspectos de la regulación han fallado dentro del sector de la distribución?

Que hace falta dentro de la regulación para que la distribución no se encuentre limitada hacia una labor eficiente?

La función técnica de la distribución es cubierta adecuadamente por la regulación?

Bajo el esquema regulatorio es reconocida adecuadamente la función del

distribuidor?

NOTA: Director de trabajo de grado Ing. David A. Riaño, Director técnico de gestión de energía Superintendencia de Servicios Públicos Domicilarios. Agradeciendo su gentil colaboración, atentamente

Carlos Alfredo González C. Tel. 223 09 05 E-mail [email protected]

Para el tema de trabajo fue conveniente reunir cada uno de los elementos que intervienen dentro de lo regulatorio para evaluarlo de manera independiente, partiendo de esto se elaboró un numero importante de preguntas que se querían incluir en su totalidad dentro del formato de entrevista; pero por razones de tiempo por parte de los entrevistados y para limitar el tema de la entrevista, se resumieron a seis preguntas básicas que con sus respuestas, contemplan la finalidad de la metodología de la entrevista. 3.2 PERSONAS PARTICIPANTES EN LA METODOLOGÍA A continuación se relacionan las personas que como actores partícipes dentro del sector, tienen la capacidad de identificar el propósito de la entrevista, y gentilmente dieron su percepción y expresan sus comentarios y demandas sobre la regulación. Los siguientes entrevistados se tomaron en cuenta, ya que forman parte activa dentro de la cadena de prestación del servicio de energía eléctrica, y reconocen notoriamente el negocio de la distribución en sus aspectos técnicos y regulatorios; de hecho se hubiera querido ampliar la lista de entrevistados pero por razones de tiempo, dificultad en establecer contacto con los mismos y variables económicas, no se logró reunir mas empresas relacionadas con el sector, pero con la siguiente lista se consideró apropiado y suficiente la reunión de los mismos para el respectivo propósito de la entrevista dentro del trabajo.



3.2.1 Agentes que trabajan en el sector. MME. Ministerio de Minas y Energía. Ing. Wilson Uribe Vega. Director de Energía.

SSPD. Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios. Ing. César Piñeros.

Supervisor Delegado de Energía y Gas.

CREG. Comisión de Regulación de Energía y Gas. Ing. Jaime A. Blandón. Director Ejecutivo de la CREG. ASOCODIS. Asociación Colombiana de Empresas Distribuidoras de Energía

Eléctrica. Dr. Abraham Korman. Director Ejecutivo. ACOLGEN. Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica. Ing. Arsenio

Torres. Director Comercial. ACCE. Asociación Colombiana de Empresas Comercializadoras de Energía Eléctrica.

Dra. Marta Aguilar M.. Directora Ejecutiva. ANDESCO. Asociación Nacional de Empresas de Servicios Públicos Domiciliarios y

Actividades inherentes. Ing. Ricardo Roa. Secretario Sectorial de Energía y Gas.

CODENSA SA. ESP. Ing. Omar Serrano. Gerente de Regulación.

EEB. SA. ESP. Empresa de Energía de Bogotá. Ing. Henry Navarro. Gerente Negocios Corporativos.

GRUPO UNION FENOSA, ELECTROCOSTA. Ing. Germán Corredor. Gerente de Regulación. Gerente de Regulación. UPME. Unidad de Planeación Minero Energética. Ing. Camilo Quintero. Subdirector

de Energía.



SINTRAELECOL. Sindicato de Trabajadores de Empresas Eléctricas de Colombia. Ing. Gilberto Gamboa. Secretaría de Asuntos Energéticos. 3.2.2 Gremios de ingenieros ACIEM. Asociación Colombiana de Ingenieros. Ing, David Reinstein. Exdirector

ejecutivo de la CREG y Miembro de la Comisión de Energía de ACIEM UNISALLE. Ing. Jorge Villate. Decano Facultad de Ingeniería Eléctrica.

3.2.3 Usuarios. ANDI. Asociación Nacional de Industriales. Dr. Arturo Quiroz. Director Secretaria de

Energía y gas. CONFEDERACIÓN COLOMBIANA DE CONSUMIDORES. Abogado Carlos

López. Director departamento de Energía y Gas. CONSUMIDORES COLOMBIA. Dr. Luis Fernando Mejía Franco. Director

Ejecutivo. 3.3 RESUMEN PUNTOS DE VISTA DE AGENTES En la tabla 5 se presenta un resumen de cada uno de las respuestas dadas por los agentes entrevistados. Cada uno de los puntos de vista de estos agentes, sus comentarios y percepción del tema se presentan en el Anexo F. Tabla 5. Resumen puntos de vista agentes entrevistados



4. ANÁLISIS DE LA REGULACIÓN VIGENTE, LOS ASPECTOS DE

INGENIERÍA Y LA POSICIÓN DE LOS AGENTES De los elementos recopilados tanto en la parte regulatoria como de ingeniería y los puntos de vista de las personas que colaboraron en la metodología, como actores partícipes dentro de la cadena de prestación del servicio de energía eléctrica, se define el siguiente análisis: En términos generales, con cada uno de los agentes entrevistados se determinó que el modelo regulatorio de la distribución de energía eléctrica en Colombia se sustenta teóricamente, en procurar un adecuado equilibrio entre ingresos económicos suficientes para sostener la viabilidad financiera a largo plazo de las empresas distribuidoras, en la medida en que operen eficientemente, contrapuesto a costos económicamente racionales y razonables a ser pagados por los usuarios. Igualmente en términos generales se establece que lo que ha funcionado dentro de la regulación es el fin que buscaban las reformas en un principio, pues estaban orientadas, en lo político por la Constitución de 1991 y en lo económico por dos enfoques, el macroeconómico que buscaba disminuir el tamaño del Estado, desvinculándolo, en lo posible, de las inversiones en esta industria para trasladarlas a otros sectores y disminuir el déficit fiscal, adquiriendo un papel de subsidiario del mercado, y el microeconómico que pretendía introducir la competencia en las actividades donde fuera posible o en caso contrario regular y fiscalizar. Que estas reformas se consolidaron con las Leyes 142 y 143 de 1994, en lo referente a la búsqueda de una organización de mercado más competitiva. La primera Ley abre la posibilidad para que cualquier persona pueda organizar una empresa que tenga el objetivo de prestar servicios públicos, estas pueden ser de naturaleza privada, pública o mixta e involucrar capital nacional o extranjero. Así mismo se determina que los privados tienen que asumir los riesgos en la ejecución y explotación de proyectos (Art.10 y 14, Ley 142 de 1994 y Art. 85, Ley 143 de 1994). Se establece el régimen jurídico de las empresas existentes, identificándolas como sociedades por acciones o empresas industriales y comerciales del Estado, cuyo capital no está representado por acciones (Art. 17, Ley 142). Adicionalmente, la Ley 142 comienza el proceso de desintegración de las actividades de la cadena productiva de la electricidad. La Ley 143 profundiza el proceso de desintegración al separar las actividades de generación, transmisión, distribución y crear la comercialización, identificándolas como negocios independientes con regulaciones distintas. La generación se



identificó como la actividad donde la competencia técnica y económicamente era más viable, y atrajo inversión por más de US$ 7000 millones, por lo cual se permitió la construcción de unidades de generación con sus líneas de conexión a cualquier agente económico. Las actividades de transmisión y distribución se consideran como monopolios regulados por la no viabilidad económica de la duplicación de redes. La primera está regulada bajo la metodología de la tasa de retorno donde se identifica el total de ingresos que se requieren para remunerar la totalidad de la red existente junto a las futuras expansiones necesarias, con una tasa de rentabilidad establecida y un reparto de estos ingresos entre los propietarios en proporción a su participación en la misma. La distribución tiene un precio regulado que busca remunerar el costo medio de prestación del servicio, discriminando por niveles de voltaje, también mediante la tasa de retorno. El costo de distribución tiene en cuenta empresas eficientes de referencia, según áreas de distribución comparables, los costos de inversión en las redes de distribución, el costo de oportunidad del capital, los costos de Administración, Operación y Mantenimiento AOM, así como los niveles de pérdidas de electricidad (Art. 45, Ley 143). Por otro lado, se creó la actividad de comercialización con el objetivo de impulsar la competencia entre los distribuidores y generadores, bien sea que se desarrolle en forma exclusiva o combinada con otras actividades de la industria (Resolución CREG 070 de 1999). Las comercializadoras cobran un precio a los usuarios denominado de prestación del servicio, el cual incluye todos los costos que tienen estas empresas, entre los cuales se tiene los costos por compra de electricidad, por transmisión y distribución, costos por pérdidas, costos adicionales, y el costo propio de esta actividad. Otro aspecto relacionado a favorecimientos por parte de la regulación es la organización institucional dentro de la industria, pues se conformo el mercado mayorista y el esquema de coordinación y administración del Sistema Interconectado Nacional SIN que son dependencias internas de ISA. La función de administrar y liquidar el sistema de intercambios y comercialización de electricidad entre los agentes se asignó al Mercado de Electricidad Mayorista MEM, mediante una dependencia interna llamada el Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales ASIC. El Centro Nacional de Despacho CND opera las principales variables operativas y técnicas del sistema. Las principales instituciones que intervienen en la operación del sector eléctrico en Colombia además del Ministerio de Minas y Energía, organismo rector del sector, son la CREG (Comisión de Regulación de Energía y Gas), encargada de regular el mercado eléctrico y de gas; la SSPD (Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios),



encargada de la vigilancia del sistema, identificación y penalización de situaciones de abuso de poder de mercado; y la UPME (Unidad de Planeación Minero Energética), que elabora el plan indicativo de expansión en generación y el plan obligatorio de expansión de la transmisión. Por su parte ISA, que opera el Sistema de Interconexión Nacional SIN; sus anexos independientes, el Centro Nacional de Despacho CND y la Administración del Sistema de Intercambios Comerciales ASIC. El Consejo Nacional de Operaciones CNO órgano de consulta para la operación del mercado y el Consejo Nacional de Comercialización CNC lo es para los aspectos de comercialización ACOLGEN (Asociación Colombiana de Generadores) y ASOCODIS (Asociación Colombiana de Distribuidores) son los gremios que abogan por los intereses de los generadores y distribuidores. Las acciones del Centro Nacional de Operaciones CNO, como cuerpo asesor de la CREG, tiene como remitente directo el CND y el MEM. El CND, en su labor de operador del sistema, se sujeta a distintas reglamentaciones como son la regulación, el reglamento de operación y todos los acuerdos del CON. En cuanto a la administración del mercado mayorista, esta se sujeta también al reglamento de operación, los acuerdos del CON y ejecuta las normas expedidas por la CREG. Mencionados los aspectos que han funcionado dentro de la regulación y diez años después de iniciado el proceso de reforma y a pesar de los éxitos logrados, acontecimientos recientes han desatado una racha de eventos que han puesto el sector eléctrico otra vez en la mirada escrutadora de la opinión pública. Varios problemas cuya solución estaba en proceso de estación se han venido agravando como resultado de una coyuntura desfavorable hasta constituirse en verdaderas amenazas a la sostenibilidad de las reformas, afectando duramente la actividad de la distribución. Igualmente, este clima de incertidumbre, aunado a la crisis económica que atraviesa el país y al aumento de la inseguridad repercuten en una falta de apetito por parte de inversionistas privados para vincularse al sector eléctrico (y al resto de actividades productivas). La evaluación de la regulación cubre muchos aspectos, que van desde el seguimiento de procesos claros, concertados y libres de influencias políticas e industriales, hasta la estimación de sus impactos sociales y de costos. Dada la dificultad para estimar con claridad los costos de una norma determinada, la evaluación de la regulación se suele enfocar en el comportamiento de los sectores regulados y en el seguimiento de buenas prácticas reguladoras. Los procesos para estimar los impactos previos de la regulación emitida parecen dar buenos resultados; su implementación, no obstante, significa un costo adicional que se debe sopesar.



Equilibrando los puntos de vista de los agentes entrevistados con respecto a los elementos que conforman la actividad de la distribución, tanto en su parte técnica como regulatoria se define:

Mientras que las actividades de generación y comercialización se encuentran sujetas a la competencia y de allí que sus precios no son regulados, las actividades relacionadas con el transporte de energía (transmisión y distribución) presentan características de monopolio y por lo tanto son reguladas. En el caso colombiano no existe la figura de zonas de concesión o exclusividad, salvo algunas excepciones previstas en la ley y por lo tanto, también la actividad de la distribución está sujeta a la competencia. El carácter del regulador de la actividad de distribución (entendida como transporte), tiene efectos importantes entre los que vale la pena resaltar:

Necesidad de un agente regulador en temas relativos a tarifa, calidad, relaciones con otros agentes (comercializador y usuario final), etc.

Libertad de acceso al sistema de distribución (entendido como las redes) y conexión de nuevos usuarios al sistema.

Actualmente la frontera con la actividad de la transmisión se define con base al nivel de tensión. Los equipos que operen a niveles de tensión iguales o superiores a 220 KV han sido definidos por el regulador como Sistema de Transmisión Nacional STN. Sin embargo, esta definición podría ser más técnica y funcional, si se tiene en cuenta que algunos activos que hoy hacen parte del STN, podrían tener una función más relacionada con los sistemas de distribución de la zona donde se encuentren localizados. Este es el caso de los anillos a 220 KV alrededor de grandes ciudades como Bogotá y Medellin y de algunas líneas de transmisión a 220 KV localizadas en otras ciudades y regiones. A continuación se presentan algunos elementos recopilados que permiten comparar las dos definiciones:

La definición actual es simple, clara y de facil aplicación. Una definición técnica y funcional del STN es necesariamente más compleja y subjetiva. Un análisis detallado de este asunto permitiría concluir que en ciertos casos la funcionalidad de un equipo varía en el tiempo, dependiendo de las condiciones del despacho y la demanda.



Actualmente existen regiones con problemas de calidad y confiabilidad donde podría requerirse la construcción de líneas de 220 KV. Con base en la definición actual estas líneas formarían parte del STN y su remuneración recaería en todos los usuarios del SIN. Con una definición técnica y funcional, estas líneas deberían ser construidas por las distribuidoras y remuneradas por los usuarios finales atendidos por esas distribuidoras únicamente, a través de un incremento en el cargo por uso del Sistema de distribución Local SDL. Estas empresas son normalmente débiles y no tienen recursos para acometer estas obras.

La aplicación de la definición técnica y funcional del STN, conllevaría a la revisión de temas como la supervisión, operación y control, la responsabilidad por la calidad, la ubicación de las fronteras comerciales, la participación de los agentes en el STN, etc., lo cual significaría mayor complejidad con respecto al esquema actual.

Los Sistemas de Transmisión Regional STR estarían conformados por aquellos activos (líneas subestaciones y equipos) que sirven a más de un sistema de distribución, independientemente del propietrario de los activos. A continuación se presentan algunas consideraciones recopiladas sobre este tema:

Los distribuidores que operen en cada región deben establecer un mecanismo de planeación de la expansión y de la operación, coordinado. Sin embargo, el actual esquema no impide que los distribuidores efectúen acuerdos sobre éste y otros temas.

Adicional a los acuerdos entre distribuidores, sería necesario establecer reglas de comportamiento individual, tanto para la operación como para la expansión, de tal manera que cada agente cumpla con lo que le corresponda hacer.

El desarrollo de los Sistemas de Transmión Regionales STR traería un eslabón adicional en la cadena del servicio hasta el usuario final, lo cual significaría mayores costos administrativos (mecanismos de recaudo y pagos, etc.).

Aparecería un nuevo elemento en la fórmula tarifaria (cargo por uso del STR), lo cual podría ser contraproducente para los usuarios.

La separación de las actividades de distribución y comercialización ha permitido la introducción de la competencia, especialmente a partir de la segmentación del mercado en



usuarios regulados y no regulados. Hoy se puede concluir que el segmento no regulado ha alcanzado un estado de madurez que permite su normal funcionamiento. No obstante, las actividades de distribución y comercialización, vistas en forma conjunta, y de cara a los mercados masivos (usualmente usuarios residenciales y en muchos casos mercados débiles), ubicados en el nivel de tensión I, requieren una atención especial. A continuación se presentan algunos elementos recopilados que forman parte del análisis del problema.

Los usuarios finales ubicados en el nivel de tensión I se caracterizan por bajos consumos en comparación con usuarios de niveles de tensión superiores.

En este nivel de tensión I la componente no regulada de la tarifa es menos importante que en los niveles superiores y por lo tanto la introducción de la competencia no representa los mismos beneficios.

Dados los consumos bajos de los usuarios finales en este nivel de tensión prácticamente son pocos los incentivos para el cambio de proveedor. La falta de conocimiento de los usuarios puede ser también causa de que se presente mayor resistencia al cambio.

Es en el nivel de tensión I donde el problema de pérdidas se agudiza más. Con la introducción de la competencia en este nivel, los agentes entrantes se concentrarían en los sectores más atractivos (posiblemente estratos 5 y 6 y no residenciales), dejando al comercializador local los segmentos más críticos. De esta manera, la competencia se torna dificil: el comercializador local esta obligado a atender todo el mercado, pero el comercializador externo puede seleccionar a sus usuarios.

En este nivel de tensión aún existen necesidades de expansión, especialmente a usuarios ubicados en zonas rurales.

Este nivel de tensión cubre áreas en las cuales se presentan problemas de tipo social para la prestación del servicio.

El cargo de comercialización aplicable a los usuarios del mercado regulado tiene el carácter de estampilla, lo cual significa que el costo real está por encima de este valor para unos usuarios y por debajo para otros. La introducción de la competencia en este



nivel de tensión induce a los comercializadores entrantes a conquistar aquellos usuarios con costo de comercialización bajo, por lo tanto, para que el comercializador local recupere sus costos deberá incrementar su cargo, lo cual a su vez lo hace menos competitivo, generando un efecto perverso.

La asignación de la responsabilidad por la recuperación y control de las pérdidas entre el comercializador y el distribuidor en este nivel de tensión es una sunto complejo. Esta complejidad se incrementa al involucrar nuevos comercializadores en la zona, los cuales no tienen ningún compromiso con el tema.

En relación con el usuario final, se analizan dos aspectos. El primero de ellos se refiere a la propiedad de la acometida y el medidor; y el segundo, a la responsabilidad por la medición. Propiedad por la acometida y el medidor: En la actualidad, el usuario final es el propietario de los equipos asociados a la acometida y a la medición. Esta situación conlleva a los siguientes aspectos:

se ejerce un mayor control de su robo, el cual podría resultar estimulado si estos equipos pasaran a ser propiedad del distribuidor.

La necesidad de desarrollar programas permanentes de recuperación y control de pérdidas hace que para el distribuidor, en asocio con el comercializador local, sea esencial tener un control directo y permanente sobre estos equipos. En muchos casos los programas mencionados implican la renovación de dichos elementos.

Un alto porcentaje de los daños que se presentan en la red secundaria es debido a fallas en la acometida y aunque ésta es propiedad del usuario, son normalmente las distribuidoras las que deben repararlas y muchas veces sin la correspondiente retribución económica.

Esta situación plantea la necesidad de reflexionar sobre la alternativa de que estos equipos sean mpropiedad de la distribuidora, al menos para determinadas zonas y estratos del sector residencial (nivel de tensión I). En tal caso el costo de la acometida se incorporaría a la base de activos de la distribuidora, la cual sería responsable por su operación, mantenimiento y reposición.



Otra alternativa intermedia sería que el usuario conservara la propiedad de estos equipos y que simultaneamente la distribuidora fuera responsable por su operación y mantenimiento. Sería necesario reconocer a la distribuidora reconocer el costo de administración, operación y manteniumiento de estos equipos. En cualquier caso, si el distribuidor llega a ser respónsable por la acometida y el medidor, sería necesario revisar aspectos como el de la calidad, ya que muchas acometidas se encuentran en mal estado y por lo tanto tienen alta tasa de fallas. Responsabilidad por la medición: Con la aparición de la competencia en el mercado no regulado y en algunos segmentos del mercado regulado, se ha suscitado una problemática en torno a la responsabilidad por la medición. Por una parte, el nuevo comercializador debe tener acceso a la medición como elemento de su proceso de facturación. El comercializador local requiere igualmente acceder a la medición con el fin de controlar pérdidas y hacer seguimiento a la liquidación de su balance en el mercado mayorista. Finalmente, el distribuidor, requiere esta información para facturar sus cargos por uso del sistema de distribución, verificar niveles de calidad, etc. Esta situación ha llevado a que al menos dos agentes desarrollen procesos de lectura simultáneos, lo cual significa, para el usuario, un sobrecosto innecesario. Lo más conveniente sería transladar esta responsabilidad al distribuidor y garantizar que comercializadores independientes tengan acceso a los sistemas de información donde se consignen las lecturas de los usuarios que atienden. Esto se justifica con mayor razón si se tiene en cuenta que el distribuidor en asocio con el comercializador local, tiene la responsabilidad de la evaluación, recuperación y control de pérdidas, para lo cual es esencial el acceso permanente a los sistemas de medición. Otro elemento que apunta hacia el distribuidor como el agente responsable de la medición, es que se trata de un proceso técnico asociado a una infraestructura (laboratorios de calibración, equipos de prueba en el terreno, etc.) y regulado en costos y calidad (certificación de laboratorios). En todo caso, la facturación seguría a cargo del comercializador dada la interacción directa de este proceso con el usuario, con lo cual este agente se enfocaría a la actividad de compra y venta de energía.



Con respecto al sistema de distribución se consideran tres elementos básicos en su definición:

Punto de vista físico: las redes de transporte en un área geográfica determinada.

En la cadena del servicio: transporte de energía desde el STN hasta el usuario final.

Su función: transporte de energía. De acuerdo con lo anterior, el Sistema de Distribución Local SDL se define como el conjunto de líneas y equipos destinados al transporte de energía desde la frontera con el STN hasta el punto de entrega al usuario.

Por diversas circunstancias, en el país existen zonas en las cuales no es posible prestar el servicio de energía eléctrica bajo condiciones normales. En general, estas áreas se pueden dividir en dos categorías, las cuales no siempre son excluyentes: La primera se refiere a zonas de invasiones caracterizadas por bajos ingresos económicos y poco desarrollo urbano. En ellas se presentan altos consumos ilegales y es común que las redes estén en condiciones precarias y aunque los usuarios se conectan sin cumplir los requisitos, es dificil desconectarlos. El mal estado de las redes implica altas pérdidas. La adecuación de las redes existentes para que cumplan las normas técnicas, implica inversiones que el usuario no puede pagar. La segunda categoría se relaciona con aquellas zonas donde diversos grupos armados (milicias urbanas, guerrilla, delincuencia común) no permite el acceso al personal de las distribuidoras para desarrollar tanto actividades operativas como comerciales. En muchos casos estas zonas cubren poblaciones y aun regiones enteras. Es de anotar que con alguna frecuencia en estas zonas el servicio se llegó a prestar en forma normalizada. Para el manejo de estas zonas, las distribuidoras han venido desarrollando una serie de actividades tales como la normalización, la ejecución de programas educativos, etc. No obstante, estos programas son costosos y no siempre producen los resultados previstos.



Adicionalmente, es posible que mediante algunas acciones de tipo regulatorio se logre aliviar un poco la presión que esta problemática significa para las distribuidoras; se plantean, entre otros, los siguientes aspectos:

Disponer de un mecanismo que permita incorporar a los cargos en forma inmediata las inversiones en activos y los costos relacionados con el manejo en estas zonas.

Reconocer en los cargos un nivel de pérdidas no técnicas mínimas, en el cual en las actuales circunstancias del país es imposible reducir. En este punto cabe mencionar que en algunos países, con el apoyo del Gobierno, los planes de reducción de pérdidas han dado buenos resultados. Para el cxaso de Colombia, se podría explorar esta alternativa.

Controlar el descreme del mercado producido por comercializadores entrantes que buscan unicamente usuarios normalizados con altos consumos.

Cobertura y expansión. Si bien la cobertura en las grandes ciudades presenta indices aceptables, todavía existen zonas rurales donde el servicio no llega. Las características generales recopiladas de esta problemática son:

Usuarios con consumos potenciales muy pequeños y con poca capacidad de pago.

Altas inversiones que, adicionando al punto anterior, no hacen posible su recuperación debido a que su costo medio es superior al costo medio actual.

Altos costos de operación y mantenimiento, con poca posibilidad de ofrecer niveles de calidad ajustados a los estipulados en la regulación.

Altos costos de comercialización (facturación, recaudo y relación con el usuario).

Muchos de estos mercados potenciales están ubicados en áreas de influencia de distribuidoras que resultaron acotadas en el presente período regulatorio y/o se encuentran en proceso de privatización, lo cual les ha impuesto restricciones financieras severas y las ha llevado a una situación de estancamiento en sus inversiones.



Muchos de estos mercados potenciales están ubicados en zonas de conflicto armado. La situación anterior hace que, a corto plazo, sólo se ejecute la expansión que sea viable con los cargos vigentes. A continuación se presentan algunas opciones para el manejo del problema:

Efectuar una revisión de los cargos actuales (base de activos) con el fin de remunerar las inversiones que deben hacer los distribuidores.

Desmontar el acotamiento de los cargos.

Definir horizontes y metas de expansión, en especial para aquellas distribuidoras en proceso de privatización.

Establecer zonas monopólicas en las cuales se garantice la exclusividad y a cambio de la obligación del suministro.

Como estadio final de este análisis despues mencionar los puntos de vista de los agentes entrevistados en relación con la actividad de la distribución en sus aspectos regulatorios y técnicos, cabe mencionar también que para la mayoria de estos agentes se identifica un problema sobre la institucionalidad reguladora en el sector, el cual cobija las siguientes señales:

Respecto a la industria eléctrica se señala la falta de armonía entre el modelo de reestructuración establecido y el acervo institucional del país. El actual modelo es ajeno a monopolios politizados, que choca con el oportunismo gubernamental y los interese regionales, y que es causal del fracaso de la gestión de las empresas municipales en el periodo de transición. En esto último a jugado un papel importante la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios SSPD, el ente de control y vigilancia, ya que ha sido altamente politizado. Además la pugna entre las regiones por la obtención de transferencias del presupuesto nacional y su incidencia en la falta de ajuste en las tarifas y subsidios a los niveles requeridos.

También se subraya la dependencia y falta de autonomía de la organización reguladora, con fuertes limitaciones impuestas por el régimen jurídico, y con alta interferencia política. Regida por principios variados y contradictorios, sin que ello asegure la coordinación con los entes que realizan las labores de planeación y de



formulación de políticas generales. Siendo juez y parte porque el Estado todavía es empresario. Con altas restricciones para tener expertos de primera categoría. Y poco creibles y legítimas, pues es común que los agentes prefieran el dialogo directo con las altas autoridades para resolver sus disputas.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas CREG no provee señales de largo plazo adecuadas para los inversioniatas, dejando poco tiempo para atender necesidades urgentes como las de la distribución. También se le imputa el exceso de discrecionalidad, y poca dinámica en las reales necesidades y demandas del mercado.



5. EJEMPLO PRÁCTICO 5.1 OBJETIVOS Dentro de este capitulo se plantea un ejemplo práctico con el objetivo principal de calcular, evaluar y comparar los costos de una red de nivel I y una red de nivel II; redes que nos sirve como un caso para modelar los costos, sus respectivas unidades constructivas, y como la CREG reconoce y fija sus cargos para remunerar dichas redes. 5.3 METODOLOGÍA Como metodología para este ejemplo se consideran circuitos con la compilación de todos los cálculos respectivos, (transformador, flujos de carga, momento eléctrico, calibres de conductores, % de regulación y pérdidas de energía), de cada uno de los circuitos a plantear se ilustran y se analisan. También se inccluye un cálculo y una evaluación de costos, tanto en sus unidades constructivas como en los cargos que fija la CREG para dichas redes. 5.3.1 Ejemplo práctico Nivel II Para el nivel II se consideró un circuito real construido por la Central Hidroeléctrica de Caldas CHEC, ubicado en zona rural del Departamento de Caldas; el circuito fundadores que arranca desde la subestación Marmato y alimenta los barrios de San Jorge, Los Cedros, La Argentina, La Asunción, Las Américas, El Porvenir y Los Comuneros, El Soferino y el área rural del Alto Guamo.La parte del circuito que se calculará tiene una longitud de 5,08 Km y corresponde al alimentador principal. Dicho ejemplo práctico es tomado del texto, “Redes de subtransmisión y distribución de energía RAMÍREZ CASTAÑO, Samuel” Para establecer correctamente las cargas de diseño primarias, se determina un área de influencia de la línea extendiendose la zona a lado y lado de la misma para lo cual los usuarios podrán beneficiarse en forma directa e indirecta mediante la construcción de derivaciones. Es importante establecer una buena metodología para determinar el área de influencia de la línea y una vez establecida, se encuentra la densidad de población y se determina el consumo percápita típico y su proyección. A partir de estos datos se halla el consumo de la zona y así su carga de diseño, como se describe en el cápitulo II del presente trabajo.



La parte del circuito que se calculará tiene una longitud de 5,1 Km y corresponde al alimentador principal (sistema troncal) los ramales laterales y sublaterales no se calcularán y sus cargas se concentrarán en el punto donde se desvian. Figura 8. 12 Figura 8. Flujos de carga de circuito Fundadores a 13,2 KV


____________ 12

RAMÍREZ,. Op cit. P 257.

SUBESTACIÓN MARMATO13.2 KV.

NOTAS : 1- El conductor hasta el punto 2 se calcula en ACSR 40 AWG.2- Del punto 2 al punto 5 el conductor está en ACSR 20 AWG.3- Del punto 5 en adelante el conductor es ACSR 2 AWG.4- Se considera que la totalidad del alimentador es aéreo.5- Unicamente se calcula la línea principal, los ramales laterales

y sublaterales no se calculan. 6- Las Cargas de los ramales se concentran en el punto donde estos

se derivan del alimentador principal.

1350 m.

4678.365

1

2

3 4

5 6 7

8 910 11

12

13

14 15

16

17

18

19

20

21

22

4308

.365

4289.613

4064.615

4064.615

3554.242

3211.42

2979.907

2788.352

2625.362

2412.294

1980

.524

1674.424

1599.124

1389.586

1240.21

868.345

832.642

852.392

559.352

532.677

309.247

4/0

150 m

.220 m.

340 m.

120 m.

100 m.70 m. 120 m.

70 m

.

100 m.

110 m.

140

m.

200

m.

100 m.200 m.

160 m.

500 m.

160 m.

100 m.

450 m.

200 m.

120 m.

370

18.75

225

60.373

450143.1

231. 23 5

191.57516 2. 97

215.068

431.77

306.1

75.3

209.538

149.565

371.676

15.953

19.75

293.29

20.675

229.429

198.585

4/0

2/0

2/0

2/0



Se calculo el factor de carga y el factor de demanda con los datos leídos en la subestación Marmato. Las herramientas utilizadas para desarrollar los respectivos cálculos de la red y los datos del cálculo se presentan en la tabla 6. Tabla 6. Momento eléctrico, constantes de regulación y pérdidas de energía de c.a.

AEREASSUBTERRAN

Factor de potencia: 0,95 Tipo de sistema: Trifasico Conductor: ACSR Voltaje de embio: 13200 V Temperatura de operación: 50° c

DATOS DE CALCULO:

PRIMARIAS

CUADOR DE CALCULOS REDES DE DISTRIBUCIÓN

AEREASSUBTERRANSECUNDARIAS

% Periodo 3,26 %

HOJA: N° 1 DE 1

Espaciamiento entra conductores 70 cm 80 cm

Fórmulas: % Reg = ME x K1 % Per = ME x K1

Kp:29687 pesos/KW Kc: 1,0 Ke: 7,07 pesos/KWh FP: 0,4 J: 0,025 t: 0,12 n: 10

TIPO DE CTO

Radial 3∅ - 4H

PROYECTO: Estudio de Regulación y pérdidas del Circuito Fundadores

Circuito: N° Fundadores

FECHA: Oct. 2003

LOCALIZACIÓN: Alimenta Barrios: San Jorge, Asunción, Arg, Amer, Solferino

MOMENTO ELECTRICO, CONSTANTES DE REGULACIÓN Y PERDIDAS PARA REDES DE DISTRIBUCIÓN DE C.A.

Dm: 943,54 mm XL: 0,1736 Log. Dm / RMG

K1= 100 pend. = 100 x 0,03 / Sl TIPO DE SISTEMA: TRIFÁSICO TIPO DE CONSTRUCCIÓN: AÉREA URBANA Ve: 7600 V Vel: 13200 V F.P. 0.95 ∅e: 18,195 Reg. = 0,03

TIPO DE RED: PRIMARIA CONDUCTOR: ACSR TEMPERATURA: Ambiente: 25°C, Operación: 50°C Espaciamiento entra conductes 70 cm 80 cm


Las variables utilizadas, junto con los resultados obtenidos de este calculo han sido tabulados y se muestran en la tabla 7, donde pueden observarse para el alimentador principal los siguientes totales: % de regulación acumulada: 5,477 % % de pérdidas acumuladas: 3,26 % Pérdidas totales en el alimentador troncal: 145,07 KW Despues de obtener la información que nos da el cálculo del circuito, se determinan las unidades constructivas13 de dicha red. Tabla 8. ____________ 13

CREG, Comisión de Regulación de Energía y Gas. Resolución 082 de 2002, Por la cual se aprueban los principios generales y la metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local. Anexo 3.



Tabla 7. Datos de cálculo


Tabla 8. Unidades constructivas

Fuente: Resolución 082 de 2002, anexo 3. Se calculo el factor de carga y el factor de demanda con los datos leídos en la subestación Marmato en el mes de enero de 2003 (mes en que se presenta el pico máximo) los datos obtenidos son los siguientes:

Potencia máxima 4700 KVA Factor de demanda máximo 0.728 Factor de carga 0.627 Factor de pérdidas 0.430 Factor de potencia promedio 0.914 Factor de planta 0.417

DESCRIPCION UNIDAD CANTIDAD COSTO UNITARIO COSTO TOTAL ($ DIC DE 2001)Km de línea, circuito sencillo poste de concreto - urbana - conductor tipo 1 con 3 F + Neutro KML 2,9 47.625.000 138.112.500,00$ Km de línea, circuito sencillo poste de concreto - urbana - conductor tipo 2 con 3 F + Neutro KML 2,18 61.539.000 134.155.020,00$ Módulo de barraje para barra sencilla, tipo I UN 1 64.833.000 64.833.000

TOTAL 337.100.520,00$

N° Calibre3 2/0 AWG 1,715 1,715 204,6 1,3513 2/0 AWG 0,175 1,890 188,4 0,1383 1/0 AWG 0,353 2,244 187,6 0,3023 1/0 AWG 0,517 2,761 177,8 0,4423 1/0 AWG 0,180 2,941 175,1 0,1543 4 AWG 0,228 3,169 155,5 0,2173 4 AWG 0,144 3,313 140,5 0,1373 4 AWG 0,229 3,542 130,3 0,2193 4 AWG 0,125 3,667 122 0,1193 4 AWG 0,168 3,835 110,5 0,1613 4 AWG 0,170 4,006 105,5 0,1623 4 AWG 0,178 4,183 86,6 0,1703 4 AWG 0,215 4,398 73,2 0,2053 4 AWG 0,103 4,501 69,9 0,0983 4 AWG 0,178 4,679 60,8 0,1703 4 AWG 0,127 4,806 54,2 0,1213 4 AWG 0,278 5,084 38 0,2653 4 AWG 0,055 5,139 37,3 0,0523 4 AWG 0,085 5,224 36,4 0,0813 4 AWG 0,161 5,386 24,5 0,1543 4 AWG 0,069 5,455 23,6 0,0663 4 AWG 0,024 5,478 13,5 0,023

TrayectoriaLongitud Tramo

mTramo

CONDUCTOR ACSRFases Neutro

KVA Totales Tramo

Momento Eléctrico KVAm

% DE REGULACIÓN

Parcial Acumulado

Corriente A

0-11-22-33-44-55-66-7

Calibre4/0 AWG4/0 AWG2/0 AWG2/0 AWG2/0 AWG2 AWG2 AWG2 AWG2 AWG2 AWG2 AWG2 AWG2 AWG2 AWG

2 AWG2 AWG2 AWG2 AWG

7-88-99-1010-11

21-22

135015022034012010070

15-1616-17

100110

19-2020-21

17-1818-19

11-1212-1313-1414-15

200120

160500100160

4004,243554,243211,42

450

140200100200

12070

4678,374308,374289,624064,62

2979,912788,332625,362412,29

309,25

6315799,5646255,5943716,41381970,8480508,8355424

224799,4

1240,21868,35

1980,521674,421599,121389,59

559,35538,68

852,39832,64


198433,643417585239

262536265351,9

357589,2195183,1

10773637110

133222,4251707,5

277272,8334884159912277918

17,075,867,334,216,23,154,023,713,23,261,492,24

0,820,340,07

1,432,190,420,06

137,5139,74

118,67121,82125,84129,55

144,66145

145,07

ALIMEN

TACIÓ

N PR

INC

IPAL (N

o incluye ramales laterales ni sublaterales)

141,17143,36143,78143,84

132,75136,01

112,47108,26100,9395,07

Pérdidas de Potencia

% KW/Tramo

7865,6960,0460,04

5,6512,31

KW Acumulado



De dichos datos junto con lo estipulado en la CREG “Los Cargos Máximos de los Niveles de Tensión 2, en valores monomios, del sistema operado por la CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE CALDAS S.A. E.S.P”., en cada año del período tarifario,se establece lo se le reconocería a la empresa por construir dicha red. Para el 2003 la CREG estipula para la Central Hidroeléctrica del Caldas S.A. E.S.P. un valor de 75,8233 $/KWh. Entonces el costo total por el cobraría la empresa al usuario sería: 75,8233 $/KWh x la energía total (72000 KWh) = $ 5.459.277,6. 5.3.2 Ejemplo práctico Nivel I Para el Nivel I se toma como base un ejemplo practico15 de una red secundaria aérea a 13,2 KV en zona urbana, del barrio San Jorge en la ciudad de Manizalez, para satisfacer una demanda de 74,34 KVA (máximo), y conectada a el 59 usuarios. Figura 9. Se deben realizar los cálculos y análisis eléctrico de dicha red así como establecer los costos de inversión de las unidades constructivas para dicha red. (Nivel I ). Para hacer el análisis y cálculos del circuito nos basamos en los factores de diversidad y las constantes de regulación de perdidas de la tabla 9, tablas que se poseen como herramientas de estudios en la configuración de los conductores, factor de potencia, etc. Tabla 9. Momento eléctrico, constantes de regulación y pérdidas de energía de c.a.

6 7 95 1,69783 1,5342 0,325 1,568 11,961 -6,234 831,6 0,0036075 0,037,32774 7 125 2,13317 0,9642 0,307 1,012 17,661 -0,533 1280,69 0,00234249 0,02345932 7 170 2,68822 0,6065 0,29 0,672 325,555 7,36 1945,09 0,00154234 0,01475641 19 3,20255 0,481 0,277 0,555 29,937 11,742 2386,64 0,00125699 0,0117029

1/0 19 230 3,58155 0,3815 0,268 0,466 35,088 16,893 2910,69 0,00103068 0,009282052/0 19 265 4,03635 0,3027 0,259 0,398 40,551 22,257 3530,19 0,00849812 0,007364823/0 37 310 4,52905 0,2403 0,251 0,347 46,248 28,053 4250,83 0,000705744 0,0058466

θ − ∅er

a 50°c Ω/Km

XL

Ω/KmZ θ Ω/Km

Calibre Conductor AWG-MCM

N° de Hilos Corriente Admisible A

RMG mm

TIPO DE SISTEMA: TRIFÁSICO TETRAFILAR TIPO DE CONSTRUCCIÓN: AÉREA Ve: 120 V Vel: 208 V F.P. 0.95 ∅e: 18,195 Reg. = 0,03

TIPO DE RED: SECUNDARIA CONDUCTOR: Cobre aislado TEMPERATURA: Ambiente: 25°C, Operación: 50°C Espaciamiento entra conductores

100 mm 100 mm

Dm: 125,99 mm XL: 0,1736 Log. Dm / RMG

K1= 100 pend. = 100 x 0,03 / Sl

MOMENTO ELECTRICO Y CONSTANTES DE REGULACIÓN Y PERDIDAS PARA REDES DE DISTRIBUCIÓN DE C.A.

CONSTANTE DE REGULACIÓN

CONSTANTE DE PÉRDIDAS

0,994086 0,9882071

cos2 (θ - ∅e) SL KVAmcos (θ - ∅e)

0,9999566 0,99991330,9917606 0,98358920,9790736 0,95858520,9568501 0,91556220,924835 0,8553198

0,8825148 0,7788323


____________ 14 CREG, Comisión de Regulación de Energía y Gas. Resolución 046 de 2003. 15

RAMÍREZ,. Op cit. P 376.



Figura 9. Flujos de carga de circuito San Jorge.


Los resultados de los cálculos de regulación y pérdidas se muestran en la tabla 10 de los cuales salen los siguientes resultados:

% de regulación máxima 4.37 % Pérdidas 1.573 KW % de pérdidas 2.22 % Factor de planta 0.45 Factor de carga 0.515

Estos niveles de porcentaje de pérdidas sugieren la necesidad de cambiar de calibre del cable en algunos tramos donde será necesario usar un cable 1/0 AWG.

T.75 KVA

3Ø

n m l k

o

p

q

r

t s u

% Reg. = 4.37%

3 4 0 7

9

10

7

7

1 11

13.2 KV 0.208 KV

NIVEL II NIVEL I



Tabla 10. Datos de cálculo.


Junto con los cálculos correspondientes de dicho circuito se analizaron las unidades constructivas del circuito para el nivel I, circuito San Jorge. Tabla 11. Tabla 11. Unidades constructivas

Fuente: CONSULTORÍA COLOMBIANA S.A. Para el 2003 la CREG estipula para la Central Hidroeléctrica del Caldas S.A. E.S.P. un valor de 25,1662 $/KWh. Entonces el costo total por el cobraría la empresa al usuario sería: 25,1662 $/KWh x la energía total (769 KWh) = $ 19365.39. Para cada uno de los ejemplos, tanto para Nivel II, (circuito Fundadores a 13,2 KV) como para Nivel I, (Circuito San Jorge), se dan los datos de cálculo, diseño y las respectivas unidades constructivas que valora y aprueba la CREG como también el costo anual por el uso de dichos sistemas, cargos máximos que la CREG ha aprobado por el uso de dichas

X

8

1

5/8"

% DE REGULACIÓN

0,103

KVA TOTALES TRAMO KW ACUMULADOSKW / TRAMO%

PÉRDIDAS DE POTENCIACORRIENTE A

N°

CONDUCTOR: CuMOMENTO ELÉCTRICO

KVA m

1,058

1,471,573

CALIBRE

1,141,164

0,082

1,364

0,024

0,20,106

0,38

0,6040,2950,1120,047

1,99 47,7

1,531,070,660,34

0,64

40,1

66,548,3

0,600,32

0,881,59

21,6

115,580,549,840,14,03

4,37

0,920,670,40

1,602,723,413,77

1,602,723,41

0,620,34

0,924 AWG4 AWG

1,601,120,690,36

1,601,120,69

4 AWG4 AWG

4 AWG2 AWG2 AWG


4 AWG4 AWG4 AWG

2 AWG2 AWG

2 AWG33


2 AWG2 AWG2 AWG

33

3435

257,4

3333

333

403,76217,56

598,517,4017,16

1039,5724,5448

230,72

1039,5724,5448

14,427,77

23,941,451,56

41,5828,9817,9214,42

41,5828,9817,92

2,062,59

1,261211

1,261,261,282,06

1,261,261,28

73

19

332314

3323147

252515

25252828

su

25

2

3

252516

25

mn

qrrs

qppoollm

1

qppoollk

CIRCUITO N° T1

FECHA:Oct. 2003

CORCIRCUITOS

N°

PUESTA A TIERRA

CONFIGURACIÓN RADIAL 3? - 4

H

N°

Longitud

CEL . BAJ

18"

?PARRILLA

PARCIAL ACUMULADO

0,208 KV VA

RIIL

AS

KVN°

312

115,580,549,8

0,6040,8991,011

22

CALIBREFASES NEUTRO

3 8A

Carga Total KVA

74,34

CARACTERÍSTICAS TRANSFORMADOR

13,2 KV

3?

% Carga % Reg.

75

TIPONUM

91,12

Capac KVA

LAMPARAS A.P. Carga Especial

KVA

LOCALIZACIÓN: Barrio San Jorge, Manizalez

Tipo voltaje primario

voltaje Secund

PARARRAYOS

Tipo Monteje

PRIMARIAS SECUNDARIASAEREAS

KVA Total

KVA / USUA.

KVA Total

SUBTERRA

CUADRO DE CÁLCULOS REDES DE DISTRIBUCIÓN

1,26MEDIA59

KVA / USUAR.CLASENUM

74.34

USUARIOS

% PÉRDIDAS

2,22%

PER. EN TRANSFORM

%

AEREASSUBTERRA

PROYECTO: CIRCUITO 0706023

KWFUSIBLE

TRAYECTORIA TRAMO LONGITUD TRAMO m

NÚMERO DE

USUARIOS

KVA / USUARIO

DESCRIPCION UNIDAD CANTIDAD COSTO UNITARIO COSTO TOTAL ($ DIC DE 2001)Poste de concreto 10 m, 510 Kg UN 21 184.483,00 3.874.143,00Conductor Cu aislado N° 2 THW ML 756 2.673,68 2.21.302,08Conductor Cu aislado N° 4 THW ML 252 1.984,90 500.194,80Percha de 5 puestos UN 105 12.457,00 1.317.435,00Transformador en aceite de 75 KVA UN 1 3.349.109,67 3.349.109,67Pararrayos 12 KV a 10 KA UN 3 94.828,00 284.484,00Fusible tipo H, 8 A UN 3 1.735,07 5.205,21

TOTAL 9.330.571,68$



redes. Reunidos estos elementos se pueden determinar los comentarios que se desprenden del comportamiento de la regulación con respecto al planeamiento, diseño, calculo y construcción de las redes de subtransmisión y distribución. El planeamiento, cálculo, diseño, y construcción de las redes eléctricas debe ser un proceso programado junto con los parámetros tarifarios establecidos por la CREG, para un equilibrio entre los ingresos de las empresas para una operación eficiente, y una definición entre cómo y cuanto pagarán los usuarios por el uso de las redes de tal forma que se preserven los criterios de eficiencia, igualdad, equidad y transparencia en el uso de la energía eléctrica.



6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES Del estudio y análisis de la teoría regulatoria de la distribución, y la teoría de la ingeniería de la subtransmisión y distribución, que han sido tratados en los respectivos tratados de este trabajo junto con los comentarios, opiniones y puntos de vista de los agentes entrevistados, han constituido los siguientes aspectos concluyentes: Se evidencia la importancia del proceso de transformación en que se encuentra la distribución eléctrica en Colombia, cuyo objetivo manifiesto es el de procurar la viabilidad financiera y el sostenimiento económico de largo plazo, con miras a mejorar y expandir los servicios y conducirlos a un nivel de eficiencia y calidad apropiados. Se comprueba que mientras la regulación económica se enfoca en los niveles y estructura de precios, así como en la creación de condiciones financieras que fomenten la competencia, la regulación técnica se centra en aspectos operativos de ingeniería de las empresas y las redes. Que dentro del análisis de los puntos de vista, comentarios y demandas de los agentes entrevistados se concluyen señales que se deben evaluar dentro de la regulación, para una mejora en el sector. Cabe mencionar que los aspectos que los agentes mas cuestiona es la gestión del ente regulador como tal, ya que la función técnica de la ingeniería de las redes de subtransmisión y distribución es aplicable mientras les sean reconocidas adecuadamente a las empresas dicha función por parte de la regulación. Los resultados del sector muestran que, pese a los vacíos de regulación, la CREG ha cumplido con la mayoría de las funciones establecidas por la ley, en particular con las que tienen que ver con la competencia y el libre acceso a las redes. Como pudo verse, la CREG establecio un marco general de funcionamiento del sector eléctrico, cuyos resultados han sido positivos en términos de la introducción de nuevas tecnologías de generación y de seguridad del suministro. En este marco, los grandes usuarios no regulados se han beneficiado de la reducción en los precios de la energía mientras que los usuarios regulados se han perjudicado por la reducción de los subsidios; por otra parte, la regulación no contemplo algunos problemas graves en las áreas de comercialización y distribución los cuales como ya se menciono anteriormente, merecen una atención especial.



Los riesgos regulatorios que aquejan las empresas para cobijar adecuadamente la función técnica de las redes de subtransmisión y distribución parecen estar acotados a un proceso lógico de transformación (político, económico y social), asignado por una situación inicial dificil y dispar, enmarcada en asimetrías informativas compartidas por el ente regulador y las propias empresas, impidiendo que las empresas alcancen un adecuado y razonable nivel de rentabilidad, comprometiendo su sostenibilidad en el largo plazo. Otra aspecto a concluir es la que se relaciona con el mutuo entendimiento y aprendizaje entre los representantes de la industria, usuarios, empresas distribuidoras y/o comercializadoras y el regulador, para efectos de acercar la comprensión de las señales de cada uno de estos agentes para concertar con criterios valederos las normas que diseñen incentivos para el manejo del problema en el sector eléctrico, en beneficio del sector como tal, las empresas y la sociedad. A su vez, como elementos técnicos a tener en cuenta dentro del proceso regulatorio, (tomando en cuenta lo evaluado dentro del trabajo) se requiere de estudios detallados de la demanda presente, su localización, densidad, tasas de crecimiento y requerimientos diferenciales de calidad. Estos ultimos, requieren investigaciones regionales que ilustren sobre la voluntad de pago de los usuarios ante alternativas de calidad y confiabilidad del suministro. La optimización de las redes requiere campañas de medición de curvas de carga, lo cual también permite repartir los costos entre los usuarios con equidad. La información confiable y transparente permitirá al regulador y a los regulados intercambiar criterios para fijar pautas de eficiencia, parámetros para la optimización de las redes y reconocer costos justos y razonables en la prestación del servicio. Finalmente, en cuanto al diseño tarifario, la contribución de las empresas distribuidoras podría transitar por procurar definir, junto con el regulador, un sistema de precios hacia la comercialización, que sostenga los principios de tarifación en dos partes y que permita, por esa vía, la transmisión de señales económicas de eficiencia en el uso racional de los recursos.


_____________________________________ CARLOS ALFREDO GONZALEZ CASAS

BIBLIOGRAFÍA ACIEM, Asociación Colombiana de Ingenieros. Memorias de las primeras y quintas jornadas de subtransmisión y distribución de energía. Manizales, marzo de 1999 y octubre de 2001. 256 p. ASOCODIS, Asociación Colombiana de Empresas Distribuidoras de Energía Eléctrica. Conversatorio con el Señor presidente de la Republica. Inquietudes de las empresas distribuidoras de energía eléctrica. V congreso ANDESCO. Cartagena, Julio 2 de 2003. p. 1- 5. AYALA, Ulpiano y MILLAN Jaime. FEDESARROLLO. Informe Final Fedesarrollo, sostenibilidad de las reformas en el sector eléctrico colombiano. Bogotá, Colombia2002. 110 p. BLANDON, Jaime Alberto. Director Ejecutivo CREG. Efectos del marco tarifario de distribución de energía eléctrica. Resolución CREG 082 de 2002. En: seminario Nacional: Las Soluciones más Viables a la Problemática de la Distribución de Energía Eléctrica en Colombia. Bogotá, Colombia. 8 de abril de 2003. CENTELSA, Cables de Energía y Telecomunicaciones S.A.. Catálogo de conductores eléctricos. Departamento de mercadeo. Cables y tecnología, Boletín Técnico, Yumbo, Valle, Colombia. Enero de 2002. 15 pag. COCIER, Comisión de Integración Eléctrica Regional Comité Colombiano. Perspectivas de la actividad de distribución en Colombia. Proyecto CIER – COCIER 02. Informe final. Junio de 2000. 183 p. CODENSA, Gerencia de distribución, división de ingeniería y obras. Normas para el diseño y construcción de líneas, subestaciones y redes de distribución. Bogotá, mayo de 2001. CONGRESO DE COLOMBIA. Ley 142. Ley de servicios públicos domiciliarios, julio 11 de 1994; concordado con la Ley 689 de 2001 y la Ley 732 de 2002. El autor: 2002. 213 p.



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Resolución 025 de 1995




















Resolución 096 de 2002 http://www.superservicios.gov.co/ http://www.unionfenosa.com/ http://www.acolgen.org.co/asociados.asp http://www.minminas.gov.co/ http://www.mundoelectrico.com/ http://www.consumidoresint.cl



ANEXOS



ANEXO A

Plan de expansión



Expansión de los Sistemas de Transmisión Regional (STR´s) y/o de los Sistemas de

Distribución Local (SDL´s)

La regulación establece los criterios para asegurar la expansión y los niveles de cobertura de los STR´s y/o SDL´s; las obligaciones de los Operadores de Red (OR´s), en lo relacionado con la expansión eficiente, económica y confiable de los STR´s y/o SDL´s; y se precisa el alcance de las competencias de la Nación y las demás entidades territoriales, para celebrar contratos de concesión, en aquellos eventos en los cuales el OR no esté obligado a ejecutar la expansión de la red y la ampliación de la cobertura. (Resolución CREG-070 de 1998) El Ministerio de Minas y Energía debe elaborar máximo cada cinco años un plan de expansión de la cobertura del servicio público de energía eléctrica, en el que se determinen las inversiones públicas que deben realizarse y las privadas que deben estimularse. En el caso de los STR´s y/o SDL´s, el Plan de Expansión definido por la UPME deberá incorporar como criterio los niveles de cobertura previstos en el Plan Nacional de Desarrollo. Los Operadores de Red OR´s son responsables de elaborar el Plan de Expansión del Sistema que opera, de acuerdo con el Plan Estratégico, el Plan de Acción y el Plan Financiero. El Plan de Expansión del OR deberá incluir todos los proyectos que requiera su Sistema, considerando solicitudes de terceros y que sean viables en el contexto de su Plan Financiero. Es decir, debe existir obligatoriedad del OR de expandir su sistema cuando sea viable técnica y financieramente prestar el servicio. Dado que en la actualidad la tarifa de distribución (Dt) es igual al Costo Medio histórico, la viabilidad financiera podría interpretarse cuando el Costo Marginal de conectar a un nuevo usuarios sea igual ó menor al Costo Medio. El OR es el responsable por la ejecución del Plan de Expansión de la red que opera y si incumple con la ejecución de un proyecto, éste podrá ser desarrollado por el Usuario interesado o por un tercero, para lo cual se define un esquema de remuneración. Cuando los Planes de Expansión de los OR´s, no satisfagan los niveles de cobertura definidos por la UPME para los distintos STR´s y/o SDL´s, pero exista algún tercero dispuesto a asumir la prestación de este servicio, éste podrá ejecutar las obras correspondientes que serán remuneradas de conformidad con lo dispuesto en el Capítulo 9 de la Resolución referida. Del mismo modo, en caso de que los Planes de Expansión de los OR´s, no satisfagan los niveles de cobertura definidos por la UPME para los distintos STR´s y/o SDL´s y sólo en aquellos eventos en los cuales como resultado de la libre iniciativa de los distintos agentes económicos, no exista algún tercero dispuesto a asumir la prestación de este servicio, se



dará cumplimiento a lo dispuesto en el Artículo 56 de la Ley 143 de 1994, relacionado con contratos de concesión. Así misma y de acuerdo con el Artículo 57 de dicha Ley, las competencias para otorgar los contratos de concesión mencionados serán las siguientes: En el caso de redes de transmisión entre regiones (STR´s), le corresponde al

Departamento. En el caso de redes de distribución de electricidad (SDL´s), le corresponde al

Municipio. De otro lado, de acuerdo con lo establecido en el Reglamento de Distribución, la planeación debe ser desarrollada con base en los siguientes criterios: Atención de la Demanda. La planeación de la expansión deberá estar soportada en

proyecciones de demanda cuya estimación se efectuará utilizando modelos técnico-económicos disponibles para tal efecto.

Adaptabilidad. Los Planes de Expansión deberán incorporar los avances de la ciencia y

de la tecnología que aporten mayor calidad y eficiencia en la prestación del servicio al menor costo económico.

Flexibilidad del Plan de Expansión. El Plan de Expansión de un OR, en su ejecución,

puede experimentar modificaciones. El OR podrá incluir obras no previstas y excluir aquellas que por la dinámica de la demanda, puedan ser pospuestas o eliminadas del Plan inicialmente aprobado por la UPME.

Viabilidad Ambiental. Los Planes de Expansión deben cumplir con la normatividad

ambiental vigente. Normas y Permisos. Las obras de expansión requeridas deben cumplir con las normas

pertinentes previstas por las autoridades competentes y obtener los permisos correspondientes.

Eficiencia Económica. Los Planes de Expansión e inversiones deberán considerar la

minimización de costos.



Calidad y Continuidad en el Suministro. Los planes de inversión deberán asegurar los indicadores de calidad que reglamenta la presente Resolución y garantizar la continuidad del servicio mediante proyectos de suplencia, ampliación, automatización de la operación, modernización e inventario de repuestos, entre otros.

Coordinación con el SIN. Teniendo en cuenta que la operación y expansión de los

STR's y/o SDL's deben ser coordinadas con el resto del Sistema Interconectado Nacional, el OR deberá planear su Sistema considerando los planes de expansión en transmisión y generación elaborados anualmente por la UPME.



ANEXO B Operación de los STR´s y/o SDL´s



OPERACIÓN DE LOS STR´s Y/O SDL´s Proporciona las regulaciones necesarias para establecer el funcionamiento seguro, confiable y económico del SIN en general y de los STR´s y/o SDL´s en particular. Tales regulaciones incluyen el planeamiento operativo y la adecuada coordinación entre los diferentes Agentes. Resolución 070 de 1998. Planeamiento operativo Para buscar la operación segura, confiable y económica del Sistema Interconectado Nacional, los OR’s deben suministrar al Centro de Control respectivo la información prevista en el Código de Redes, de acuerdo con los horizontes de planeamiento operativo allí estipulados. Para tal fin, los OR´s deben acogerse a los procedimientos que les sean aplicables y que estén contenidos en el Código de Redes. Las Plantas Menores no despachadas centralmente, los Cogeneradores y los Autogeneradores deben suministrar al OR o al Centro de Control respectivo la información prevista en el Código de Redes en lo que aplique. Supervisión operativa Los OR´s están obligados a cumplir con las instrucciones operativas que emita el Centro de Control respectivo o el CND. Igualmente, están obligados a cumplir con la supervisión operativa en tiempo real que defina el CND y acatar aquellas pruebas que sea necesario realizar en su Sistema, ya sea que estas pruebas estén reglamentadas o que sean definidas por el Consejo Nacional de Operación. Para garantizar lo anterior, los OR´s permitirán que en sus equipos y predios se instalen los elementos necesarios para la supervisión, control y medida por parte de los respectivos Centros de Control. Para asegurar que el STR y/o SDL sea operado en forma segura, confiable y económica, y cumpla con los estándares de calidad establecidos en la presente Resolución, los OR’s podrán efectuar pruebas con el fin de supervisar tanto las cargas como las Unidades de Generación conectadas a sus Sistemas.



Manejo operativo de carga EN CONDICIONES NORMALES DE OPERACIÓN En condiciones normales de operación el OR debe coordinar con el Centro de Control respectivo las maniobras en los equipos de su STR y/o SDL. Las maniobras y los procedimientos que deberá aplicar el OR son los contemplados en el Código de Operación (Código de Redes) y las demás normas que la modifiquen o complementen. Los mantenimientos programados que requieran consignación de equipos se consideran dentro de las Condiciones Normales de Operación. EN CONDICIONES DE CONTINGENCIA Cuando se presente un evento que afecte total o parcialmente el SIN, el OR deberá coordinar con el Centro de Control respectivo las maniobras correspondientes. Cuando las etapas de desconexión automática se agoten o existan problemas de baja tensión que comprometan la estabilidad del sistema de potencia, los OR’s deberán efectuar, por instrucciones del Centro de Control respectivo, desconexiones manuales de carga, mediante esquemas que cada OR haya predeterminado de común acuerdo con los Comercializadores que operen utilizando sus redes. EN CONDICIONES DE RACIONAMIENTO Ante situaciones de racionamiento de emergencia o programado, el OR se regirá en un todo por las disposiciones establecidas en el Estatuto de Racionamiento. Así mismo, el OR deberá cumplir con la regulación que la CREG establezca en materia de Cortes de Suministro en el Mercado Mayorista de Electricidad. INFORMACIÓN OPERACIONAL La operación óptima del Sistema Interconectado Nacional requiere el intercambio de información entre los Agentes y los Centros de Control respectivos, tanto sobre los Eventos que se presenten en los diferentes Sistemas y puedan afectar la operación integrada de los



recursos del SIN, como la información que se requiera para la coordinación operativa en Condiciones Normales de Operación. Así mismo, los Agentes deberán informar a los Usuarios que puedan verse afectados por la ocurrencia de dichos Eventos. INFORMACIÓN SOBRE PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS – MANUAL DE OPERACIÓN El Consejo Nacional de Operación, en un plazo no superior a tres (3) meses a partir de la entrada en vigencia de la presente Resolución, determinará un Manual de Operación Tipo para que se aplique en todas las empresas. Dicho Manual deberá contener, como mínimo, los procedimientos operativos detallados en materia de: coordinación, supervisión y control del Sistema del OR, ejecución de maniobras, mantenimientos, seguridad industrial y demás prácticas que garanticen el óptimo desempeño de los STR’s y/o SDL’s. Con independencia del plazo fijado para el CNO, los OR’s tendrán un plazo máximo de seis (6) meses contados a partir de la fecha de entrada en vigencia de la presente Resolución para expedir el Manual de Operación de su Sistema, el cual será de conocimiento público. Las normas técnicas nacionales o en su defecto las internacionales que regulan los aspectos a incluir en el Manual de Operación, primarán sobre las normas internas de las empresas y serán de obligatorio cumplimiento como norma mínima. SISTEMA DE INFORMACIÓN TOPOLÓGICO Los OR’s deberán mantener un Sistema de Información Topológico con la configuración detallada de su red, el cual debe permanecer actualizado. Preferiblemente el Sistema de Información Topológico deberá desarrollarse con tecnología digital. INFORMACIÓN SOBRE OCURRENCIA DE EVENTOS Reportes de Eventos No Programados.

Reporte de Eventos Programados.

Estadísticas de Eventos.



Son funciones de los OR´s las siguientes: Resolución 080 de 1999. 1. Planeación Operativa Eléctrica de Corto Plazo. Planear y programar la operación eléctrica de corto plazo de las redes de los STR's y/o SDL's que sean de su propiedad, de los activos pertenecientes a estas redes que le hayan sido encargados por otros Transportadores y de los activos de generadores no despachados centralmente que le hayan sido encargados. Para tal efecto, tendrá en cuenta las instrucciones impartidas por el CND. 2. Supervisión Operativa. a) Supervisar la operación de los activos de los STR's y/o SDL's que sean de su propiedad. Para efecto de la supervisión en el nivel de tensión IV, el OR deberá instalar los equipos requeridos si el CND estima que se requiere. b) Supervisar la operación de los activos que le hayan sido encargados por otros Transportadores o por generadores no despachados centralmente. 3. Coordinación Operativa. a) Coordinar con el CND el Control Operativo de los activos que sean de su propiedad y sobre los cuales el CND estima que requiere dicha coordinación y de los activos que le hayan sido encargados por otros Transportadores y agentes generadores no despachados centralmente. b) Coordinar la regulación de voltaje de los activos que sean de su propiedad y de otros activos que le hayan sido encargados por otros Transportadores, que operen a tensiones inferiores a nivel IV. c) Coordinar con el CND la programación de mantenimientos preventivos y correctivos de activos de su propiedad o que le hayan sido encargados por otros Transportadores y que se consideren Consignación Nacional.



d) Coordinar la programación de mantenimientos preventivos y correctivos de activos de su propiedad o que le hayan sido encargados por otros Transportadores y que no se consideren Consignación Nacional. e) Coordinar con el CND la ejecución de Racionamientos en el SIN, de acuerdo con lo definido en el Estatuto de Racionamiento. Así mismo, coordinar los programas de limitación de suministro definidos en la Resolución CREG-116 de 1998 y demás normas que la modifiquen o complementen. f) Coordinar con el CND el ajuste de las protecciones de activos que sean de su propiedad y de los activos que le hayan sido encargados por otros Transportadores y agentes generadores no despachados centralmente y sobre las cuales el CND estima que la coordinación es requerida. 4. Control Operativo. Controlar la ejecución de maniobras en los activos que sean de su propiedad y en los activos que le hayan sido encargados por otros Transportadores y agentes generadores no despachados centralmente, en los términos establecidos en la Resolución 080 de 1999. La ejecución de maniobras en los equipos mencionados, deberá efectuarse de acuerdo con la reglamentación vigente y las instrucciones impartidas por el CND, cuando sea del caso. Para la ejecución de maniobras solicitadas por el CND, se establecen los siguientes tiempos máximos de respuesta entre la instrucción impartida y la ejecución de la maniobra: a) 13 minutos para líneas que operen entre 220 kV y 230 kV. b) 20 minutos para líneas que operen a 500 kV. c) 40 minutos para transformadores que operen entre 220 kV y 500 kV. d) 25 minutos para condensadores que operen entre 220 kV y 230 kV. e) 30 minutos para reactores que operen entre 34.5 kV y 500 kV si están conectados al SIN por interruptor. f) 40 minutos para reactores que operen a 500 kV si se debe abrir operativamente la línea para conectarlos al SIN.



g) 40 minutos para equipos de compensación estática reactiva que operen a 500 kV. h) 20 minutos para UC4 y UC6 (Resolución CREG-026 de 1999) que operen entre 220 kV y 230 kV. i) 30 minutos para UC5 (Resolución CREG-026 de 1999) que operen entre 220 kV y 230 kV. j) 10 minutos para cambiadores de taps que operen entre 220 kV y 500 kV. k) 10 minutos para activos diferentes a los enunciados en los Literales a) a j) del presente Numeral. En estas maniobras no se incluirán los tiempos, cuando por condiciones de sincronismo no cierre un equipo y el CND deba realizar maniobras operativas como: cambio de generación entre Áreas, ajustes de tensión y regulación de frecuencia. Las maniobras que no se ejecuten completamente en los plazos establecidos, se considerarán como indisponibilidades que afectan los estándares de calidad exigidos en la reglamentación vigente. Los OR´s son responsables por efectuar correctamente el procedimiento (secuencia de pasos) para ejecutar las maniobras en las subestaciones. En todo caso, dichas empresas son responsables por la seguridad de las personas y los equipos en la ejecución física de tales maniobras. Otras Funciones de los OR´s. Son también funciones de estas Empresas las siguientes: 1. Elaboración de Estudios e Informes. a) Estudios de coordinación de protecciones de los activos de su propiedad o que le hayan sido encargadas por otros Transportadores o generadores no despachados centralmente, para garantizar la operación segura y confiable del SIN; para lo cual deberán tener en cuenta las recomendaciones del CND. b) Estudios sobre las fallas y/o emergencias que ocurran en los equipos que estén bajo su supervisión, determinando las medidas que deben tomarse para reducir o evitar otros eventos similares.



c) Informes estadísticos de la infraestructura eléctrica que esté bajo su supervisión. d) Informes operativos periódicos (diarios, mensuales y anuales). En estos informes se incluyen los que debe efectuar estos agentes en cumplimiento de la Resoluciones CREG-070 de 1998 y CREG-072 de 1999 (esta última cuando sea del caso), y de aquellas que las modifiquen o sustituyan. 2. Equipos. Para los efectos de Supervisión Operativa, las Empresas a las que se refiere el presente Artículo deberán instalar los equipos necesarios, cuando el CND así lo requiera. En caso de no hacerlo, el CND los adquiere y los costos que ésto genere para el CND, serán cobrados directamente al agente respectivo a través del LAC o el ASIC según el caso. La instalación y el mantenimiento de estos equipos es responsabilidad de las respectivas empresas. Los protocolos de comunicación de los equipos que para efectos de Supervisión, instalen o adquieran las Empresas, deberán ser compatibles con los del CND.



ANEXO C Calidad del servicio de los STR´s y/o SDL´s



CALIDAD DEL SERVICIO DE LOS STR´s Y/O SDL´s Respecto de la calidad del servicio de energía eléctrica, se diferencia la Calidad de la Potencia Suministrada de la Calidad del Servicio Prestado. La Calidad de la Potencia se relaciona con las desviaciones de los valores especificados para las variables de tensión y la forma de las ondas de tensión y corriente, mientras la Calidad del Servicio Prestado se refiere a la confiabilidad del servicio. (Resoluciones CREG-070 de 1998 y CREG-096 de 2000) Para efecto de garantizar la Calidad de la Potencia Suministrada, los Operadores de Red (OR) deben constituir un instrumento financiero que ampare a los Usuarios conectados a su Sistema en los niveles de tensión II, III y IV, por daños y perjuicios que se causen por el incumplimiento de los estándares de la calidad de la potencia suministrada (por ejemplo daños en electrodomésticos). Lo anterior no exonera de responsabilidad a los Operadores de Red por los daños y perjuicios que le puedan causar a los usuarios no amparados por el instrumento financiero citado. Respecto a la Calidad del Servicio Prestado, con el fin de dar garantías mínimas a los usuarios de la electricidad en Colombia, la regulación, estableció los criterios de calidad del servicio de energía eléctrica, definió los indicadores que miden la calidad, y determinó, claramente, las responsabilidades y compensaciones por la calidad del servicio prestado. Existen dos indicadores para medir la calidad del servicio de energía eléctrica prestado a los usuarios: uno, que mide el tiempo total que el servicio es interrumpido, llamado indicador DES; y otro, que mide el número de interrupciones del servicio, correspondiente al indicador FES. Durante los años 2001 y 2002, los dos indicadores se calculan mensualmente y miden la calidad del servicio para cada uno de los trimestres calendario del año (Resolución CREG-096 de 2000). Los Valores Máximos Admisibles anuales para los indicadores de calidad del servicio en 2001 y 2002 son: Tabla 12. Valores máximos admisibles para los indicadores de calidad

Fuente: CREG

DES (HORAS) FES DES (HORAS) FES1 19 38 11 262 29 58 19 443 39 68 29 514 61 84 39 58

CIRCUITOAÑO 2001 AÑO 2002



GRUPO 1 Circuitos ubicados en Cabeceras municipales con una población superior o igual a 100.000 habitantes según último dato certificado por el DANE. GRUPO 2

Circuitos ubicados en Cabeceras municipales con una población menor a 100.000 habitantes y superior o igual a 50.000 habitantes según último dato certificado por el DANE. GRUPO 3

Circuitos ubicados en Cabeceras municipales con una población inferior a 50.000 habitantes según último dato certificado por el DANE. GRUPO 4

Circuitos ubicados en Suelo que no corresponde al área urbana del respectivo municipio o distrito. El Operador de Red deberá compensar a los usuarios cuando los indicadores de calidad del servicio prestado al usuario superen los valores máximos admisibles fijados por la CREG, valorando la energía que se deja de suministrar de acuerdo con un procedimiento establecido en función del Costo Estimado de la Energía no Servida, el cual según estimaciones de la CREG es igual a $265.2/Kwh. (Pesos de noviembre de 1997). (Resolución CREG-096 de 2000). La actividad de comercialización de electricidad es diferente de la de transmisión regional y/o distribución local y en muchas ocasiones el servicio de cada una de ellas es prestado por diferentes empresas. Tomando en consideración este punto y con el fin de garantizar una mejor información, los comercializadores deben discriminar en la factura por el servicio a cada uno de sus usuarios la siguiente información: Nombre, código y número de Grupo del Circuito al cual se encuentra conectado el

Usuario. Indicadores DES y FES acumulados del Circuito al cual se encuentra conectado el

Usuario.



Valor Máximo Admisible de los indicadores de Calidad del Servicio para el trimestre al que pertenece el mes que se reporta.

Valor a compensar al Usuario.

Nombre, Dirección y teléfono del Operador de Red del sistema al que se conecta el

Usuario. Las disposiciones establecidas hasta la fecha corresponden a un período de transición definido para darle oportunidad a las empresas de acomodarse gradualmente al esquema. Nuevas disposiciones y el nivel de indicadores correspondientes al período siguiente al actual son parte del diseño de la nueva metodología para remunerar las Redes de Distribución.



ANEXO D Cargos por uso de los STR´s y/o SDL´s



CARGOS POR USO DE LOS STR´s Y/O SDL´s La metodología establecida para calcular los Cargos por Uso de los STR´s y/o SDL´s, está contenida originalmente en la Resolución CREG-099 de 1997 y ha sido modificada en la Resolución CREG-082 de 2002. A continuación se resumen los aspectos relevantes de los Cargos que actualmente se aplican. Los Cargos remuneran a costo de reposición, la infraestructura eléctrica necesaria para llevar el suministro desde la salida del Sistema de Transmisión Nacional (STN), hasta el punto de entrega al usuario. Incluyen los costos de conexión del sistema del transportador al STN, pero no incluyen los costos de conexión del usuario al respectivo sistema. La metodología que se aplica para el cálculo de los cargos por uso de los STR´s y/o SDL´s tiene en cuenta los siguientes criterios generales: Los cargos de los Sistemas de Transmisión Regional o de los Sistemas de Distribución

Local, diferentes al Nivel de Tensión I, se determinarán a partir de los inventarios de los OR, de acuerdo con las Unidades Constructivas que se presentan en el Anexo 3 de la Resolución CREG-082 de 2002. Los OR podrán presentar Unidades Constructivas especiales no contempladas en la resolución, para lo cual deberán suministrar la información correspondiente, de acuerdo con las Circulares expedidas por la Comisión.

Los cargos de los Sistemas de Transmisión Regional se determinarán a partir de los

activos de uso pertenecientes al Nivel de Tensión IV y de las conexiones al STN de los OR. Los cargos máximos de los Sistemas de Distribución Local se determinarán a partir de los activos de uso pertenecientes a los niveles de tensión III y II y de las conexiones entre OR en dichos niveles. Los Cargos máximos del Nivel de Tensión I se determinarán a partir de los cargos aéreos (urbano y rural) y subterráneo que establezca la CREG.

Los usuarios de los STR o SDL pagarán un cargo por su uso (monomio o monomio

horario), en función del Nivel de Tensión donde se encuentren conectados. Para el caso de los STR y a efecto de la liquidación y facturación de los cargos, el Liquidador y Administrador de Cuentas (LAC), aplicará únicamente cargos monomios. Los usuarios que sean propietarios de activos del Nivel de Tensión I pagarán cargos del Nivel de Tensión III o II, dependiendo del Nivel de Tensión donde esté conectado su transformador de distribución secundaria. Para este efecto, cuando el equipo de medida de un usuario propietario de activos del Nivel de Tensión I se encuentre instalado en dicho nivel, su consumo facturable deberá ser proyectado al Nivel de Tensión II ó III,



según sea el caso, con los factores para referir que se presentan en el Anexo No. 10 de la Resolución CREG-082 de 2002.

Cuando se requiera la reposición de los activos del Nivel de Tensión I, que no son de

propiedad del OR a cuyo sistema se conectan, los propietarios de los mismos podrán reponerlos y continuarán pagando los cargos del Nivel de Tensión III ó II, dependiendo del Nivel de Tensión donde esté conectado su transformador de distribución secundaria.

Si el propietario de tales activos no ejecuta la reposición, el OR podrá realizarla a solicitud

del propietario, en cuyo caso, a partir del momento en que entren en operación los nuevos activos, los usuarios respectivos deberán pagar cargos del Nivel de Tensión I.

Los ingresos que remuneran los activos de uso pertenecientes al Nivel de Tensión IV y las

conexiones al STN de los OR podrán ser revisados a lo largo del período tarifario según lo dispuesto en esta resolución.

Cuando un Operador de Red se conecte al sistema de otro OR, en niveles de tensión iguales

o inferiores al III, se considerará al Operador que está tomando energía del sistema como un usuario del otro OR y, en tal caso, deberá pagar el cargo al Nivel de Tensión correspondiente.

El comercializador cobrará a sus usuarios los cargos por uso del Nivel de Tensión donde

se conectan sus Activos de Conexión. No hay lugar a cobro de cargos por uso de STR o SDL a los usuarios que se encuentren conectados directamente al STN. Se entiende que un usuario está conectado directamente al STN cuando el equipo que está instalado entre su punto de conexión y el STN corresponde a activos de transformación con tensión primaria del STN y sus módulos asociados. En los demás casos se entiende que el usuario está conectado a un STR o SDL.

Los cargos por uso resultantes de aplicar la metodología contenida en esta Resolución

remunerarán el uso de la infraestructura necesaria para llevar la energía eléctrica desde los puntos de conexión al STN, hasta el punto de conexión de los usuarios finales a los STR o SDL. Estos cargos por uso incluyen los costos de conexión al STN, pero no incluyen los costos de conexión del usuario al respectivo STR o SDL, ni las pérdidas de energía que se presentan en la prestación de este servicio.

Cuando un Operador de Red no sea propietario de la totalidad de los activos de uso que

conforman el STR o SDL que opera deberá remunerar al respectivo propietario, de acuerdo con lo establecido en el Numeral 9 del anexo general de la Resolución CREG 070 de 1998, o aquella que la adicione, modifique o sustituya.

Los activos de los OR que alimentan los servicios auxiliares de subestaciones

pertenecientes al STN y de generadores que participan en el mercado mayorista, hacen parte de los activos que se remuneran a través de cargos por uso.



Los Autoproductores que pretendan utilizar Activos de Uso de STR o SDL podrán contratar la disponibilidad de capacidad de respaldo de la red, con el OR del respectivo sistema al cual se conectan.

Los Comercializadores aplicarán cargos por uso de STR o SDL a la demanda asociada con

la prestación del servicio de Alumbrado Público del Nivel de Tensión al cual se conecten las redes dedicadas exclusivamente a la prestación de este servicio. Cuando no existan redes exclusivas para el alumbrado público, el comercializador aplicará sobre las demandas respectivas cargos por uso del Nivel de Tensión II, debido a que el cargo por uso del Nivel de Tensión I fue calculado sin considerar esta demanda. Si el alumbrado Público posee medida de energía en el Nivel de Tensión II y el transformador no es de propiedad del OR, dicha medida debe ser referida al Nivel de Tensión II. Si el transformador que conecta el Alumbrado Público al Nivel de Tensión II es exclusivo para Alumbrado Público, y es propiedad del OR, éste podrá cobrar cargos correspondientes al Nivel de Tensión.

Los activos eléctricos dedicados exclusivamente a la prestación del servicio de alumbrado

público no hacen parte de los activos que se remuneran vía Cargos por uso de SDL. La metodología definida en esta Resolución considera características técnicas del transporte de energía eléctrica a través de los STR y SDL, en zonas urbanas y rurales. Los cargos máximos aprobados por parte de la Comisión estarán sujetos al régimen de libertad regulada. Los Cargos por Uso de los STR´s y/o SDL´s se liquidarán a los usuarios de los mismos así: Usuarios No Regulados: A través del correspondiente comercializador, mediante los

cargos monomios horarios ($/KWh) aprobados para el respectivo Nivel de Tensión, los cuales serán aplicados al consumo horario registrado en el medidor ubicado en la frontera comercial.

Usuarios Regulados: A través del correspondiente comercializador, mediante el cargo

monomio ($/KWh) aprobado para el respectivo Nivel de Tensión, aplicable a la energía facturada correspondiente al período de facturación. A partir del cuarto año de vigencia de los cargos, éstos se liquidarán sobre la energía medida en el respectivo Nivel de Tensión.

Otros Transportadores: Mediante el cargo monomio ($/KWh) aprobado para el

respectivo Nivel de Tensión, aplicable a la energía mensual medida en la frontera entre los dos sistemas.



ANEXO E CRITERIOS TÉCNICOS EN CÁLCULO,

DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE REDES DE SUBTRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN



CRITERIOS TÉCNICOS EN CÁLCULO, DISEÑO Y CONSTRUCCIÓN DE REDES DE SUBTRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN

1. REQUISITOS PARA LA DISTRIBUCIÓN DE UN SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN

Aplicación de normas nacionales y/o internacionales.

Seguridad para el personal y equipos.

Simplicidad en la construcción y operación (rapidez en las maniobras).

Facilidades de alimentación desde el sistema de potencia.

Optimización de costos (economía).

Mantenimiento y políticas de adquisición de repuestos.

Posibilidad de ampliación y flexibilidad.

Resistencia mecánica.

Entrenamiento del personal.

Confiabilidad de los componentes.

Continuidad del servicio.

Información relacionada con la zona del proyecto (ubicación, altitud, vías de acceso).

Información relacionada con las condiciones climáticas (temperatura, precipitaciones, velocidad del viento, contaminación ambiental).

Información particular referente a:

Requerimientos técnicos de los clientes.

Ubicación de cargas especiales e industriales.



Plano loteado (que contenga zona residencial, comercial, importancia de las calles, ubicación de otras instalaciones, nivel socioeconómico, relación con otros proyectos en la zona y características geotécnicas).

Regulación de tensión (niveles máximos admisibles).

Pérdidas de energía (niveles máximos admisibles).

Control de frecuencia.

2. DISEÑO DEL SISTEMA Diseño del sistema. El diseño de un sistema de distribución incluye:

La localización de la alimentación para el sistema.

El conocimiento de las cargas.

El conocimiento de las tasas de crecimiento de las cargas.

Selección de la tensión de alimentación.

Selección de las estructuras de media tensión y baja tensión.

Localización óptima de subestaciones de distribución.

Diseño del sistema de puesta a tierra.

Análisis de corrientes de cortocircuito.

Diseño de las protecciones de sobrecorriente.

Diseño de protección contra sobretensiones. 3. CARACTERISTICAS DE LA CARGA

Para el cálculo y diseño de un sistema de subtransmisión y distribución se deben realizar y compilar estudios de cada una de las variables que se obtienen de las características de la carga, siendo este un factor importante en el cual se apoya de forma definitiva la decisión sobre el dimensionamiento adecuado de las redes (subtransmisión y distribución).



3.1 Carga instalada. La carga conectada a un sistema o a parte de él es la capacidad combinada de todos los aparatos receptores conectados a él o aparte de él. También se define como la suma de todas las potencias nominales de los aparatos y equipos que se encuentran en un área determinada, se expresa por lo general en KVA o en MVA. 3.2 Demanda Es la cantidad de potencia que un consumidor utiliza en cualquier momento (variable en el tiempo). Dicho de otra forma: la demanda de una instalación eléctrica en los terminales receptores, tomada como un valor medio en un intervalo determinado. El periodo durante el cual se toma el valor medio se denomina intervalo de demanda. La duración que se fije en este intervalo dependerá del valor de demanda que se desee conocer; para establecer una demanda es indispensable indicar el intervalo de demanda ya que sin el no tendría sentido práctico. La demanda se puede expresar en KVA, KW, KVAr, A, etc. La variación de la demanda en el tiempo para una carga dada origina el ciclo de carga que es una curva de carga (demanda VS tiempo). Así la demanda es la potencia consumida por la carga medida en el tiempo determinada para formar así las llamadas curvas de carga.. 3.3 Carga máxima. Es la máxima condición de carga que se presenta en un sistema durante un periodo de tiempo determinado. Es esta demanda máxima la que ofrece mayor interés ya que aquí es donde se presenta la máxima caída de tensión para dimensionar equipos, redes, tierras, etc. 3.4 Curvas de carga diarias. Las curvas de carga diaria están formadas por los picos obtenidos en intervalos de una hora para cada hora del día. Las curvas de carga diaria dan una indicación de las características de la carga en el sistema, sean estas predominantemente residenciales, comerciales o industriales y de la forma en que se combinan para producir el pico. Su análisis debe conducir a conclusiones similares a las curvas de carga anual, pero proporcionan mayores detalles sobre la forma en que han venido variando durante el período histórico y constituye una base para determinar las tendencias predominantes de las cargas del sistema, permite seleccionar en forma adecuada los equipos de transformación en lo que se refiere a la capacidad límite de sobrecarga, tipo de enfriamiento para transformadores de subestaciones y límites de sobrecarga para transformadores de distribución. En la figura 10 se muestra una curva típica de carga obtenida en las subestaciones receptoras primarias.



Figura 10. Curva de carga diaria típica

Fuente: Estadísticas UPME En la figura 11 se muestran las curvas de carga diarias típicas en nuestro país para carga, residencial, comercial, industrial y alumbrado público que muestran el porcentaje pico contra el tiempo y permite observar el comportamiento de cada una de ellas, de tal forma que al combinarlos en una sola gráfica resulta la curva de carga de la figura 10. 3.5 Curvas de carga anual. Estas curvas se deben dibujar en lo posible para los cuatro años del periodo estadístico como se muestra en la figura 12. Las curvas de carga anual están formadas por los valores de la demanda a la hora pico en cada mes, permiten una visualización de los crecimientos y variaciones de los picos mensuales y anuales. El análisis de las causas de estas variaciones debe conducir a conclusiones prácticas sobre el comportamiento del sistema y los factores que lo afectan.

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

MW

1400

1200

1000

800

600

400

200

CARGA INSTALADA

CARGA MAXIMA

CARGA PROMEDIO



Figura 11. Curvas de carga diaria típicas

Fuente: Estadísticas UPME Las curvas de duración de carga se derivan de las curvas de carga diaria, su análisis debe conducir a conclusiones idénticas a las obtenidas del análisis de las curvas de carga diarias. Las curvas de duración de carga diaria se pueden ajustar de tal manera que se aproxime a una curva exponencial decreciente de la forma:

BtAeCtCDC −+=)(

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

CARGA RESIDENCIAL CARGA COMERCIAL

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

100

90

80

70

60

50

40

30

20

10

CARGA INDUSTRIAL ALUMBRADO PUBLICO



Figura 12. Curva de carga anual

Fuente: Estadísticas UPME 3.6 Curvas de duración de carga anual. También se dibujan para los años del periodo estadístico como se muestra en el ejemplo de la figura 13. Estas curvas se deducen de las correspondientes curvas de carga anual e indican la distribución de las cargas pico durante el transcurso del año, así como la duración de las condiciones del pico. Nos dan una indicación del comportamiento propio de la carga y del de ésta en relación con la capacidad instalada. Este puede conducir a conclusiones sobre la conveniencia de tratar de modificar el comportamiento de la carga y sobre la necesidad de mejorar las condiciones de suministro y de calidad. En conclusión, la duración de carga es la relación de las demandas y la duración de las demandas sobre un periodo específico de tiempo.

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ENE

24

22

20

18

16

14

12

10

8

6

4

2

0

AÑO

M W



Figura 13. Curva de duración de carga anual

Fuente: Estadísticas UPME 3.7 Densidad de carga. Este concepto se puede establecer de dos formas, una de ellas como la carga en KVA o MVA por unidad de área en Km 2 , y que es un método generalizado; la otra corresponde propiamente a un diseño de detalle que establece la densidad de la carga como el número de KW por cada 100 metros de calle (KW/100m) para suministrar el servicio. Si se parte de un muestreo donde se dispone de los KWh/100m, esto se debe convertir a KW como sigue;

KW = 286.11076.0114.0−⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛ +

N Donde:

KW = Demanda diversificada KWh = Consumo promedio del muestreo por cada 100 metros. N = Número de consumidores considerado. La densidad de la carga en KVA/100m, requiere la estimación del factor de potencia promedio, de manera que:

mKW

100 =

100cos ×ΦKW

24

22

20

18

16

14

12

10

8

6

4

2

0

M W

10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 %

AÑO

1.9

1.9

1.9

1.9



3.8 Tasa de crecimiento de la demanda. Este es uno de los parámetros de diseño cuya determinación requiere el máximo cuidado a fin de evitar la subestimación o sobre estimación de las demandas futuras. La tasa de crecimiento de la demanda en redes de distribución es diferente para cada clase de consumo, es evidente que el aumento de la demanda máxima individual, que es el criterio de diseño, es mayor para una zona de consumo bajo que para una zona de consumo medio alto. Para el diseño de circuitos primarios es necesario hacer proyecciones de la demanda en la zona de influencia de la línea primaria o de la subestación. En estos casos y teniendo en cuenta la escasez de datos estadísticos confiables y numerosos que permiten aplicar criterios de extrapolación, es necesario determinar una tasa de crecimiento geométrico sobre la base de los siguientes factores:

El crecimiento demográfico.

El aumento en el consumo por mejoramiento del nivel de vida.

Los desarrollos industriales, comerciales, turísticos, agropecuarios y otros previsibles.

El posible represamiento de la demanda debido al mal servicio prestado

anteriormente. 3.9 Factor de demanda Fd. Si todos los aparatos receptores están conectados a su carga nominal simultáneamente, la demanda máxima sería igual a la carga conectada. La experiencia ha mostrado que la demanda máxima de los consumidores es menor que la carga conectada, puesto que no todos los aparatos serán accionados simultáneamente a plena carga. La relación que existe entre la demanda nos indica la simultaneidad en el uso de la carga total conectada por cada consumidor. La determinación de los factores de demanda por consumidor para las diferentes clases de consumo, debe ser el resultado de un cuidadoso estudio estadístico. Matemáticamente, este concepto lo podemos expresar como:

Fd = carga máxima / carga instalada = 1≤CiDm

El factor de demanda indica el grado al cual la carga total instalada se opera simultáneamente.



3.10 Factor de forma Ff. Como ya se dijo antes, la carga no es constante ya que la demanda varia. De acuerdo con las curvas de carga, los valores eficaces de estas curvas se pueden determinar en forma gráfica o analítica, definiéndose el factor de forma para la curva de carga anual como: Ff = Valor eficaz de la curva de carga anual / Valor promedio de la curva de carga anual.

VpVeFf =

3.11 Factor de diversidad de grupo Fdg. Al proyectar un alimentador para un consumidor, deberá tomarse en cuenta siempre su demanda máxima, debido a que ésta impondrá a la red condiciones mas severas de carga y de caída de tensión; Sin embargo, cuando muchos consumidores son alimentados por una misma red, deberá tomarse en cuenta el concepto de diversidad de carga ya que sus demandas máximas no coinciden con el tiempo; la razón de esto radica en que los consumidores aunque sean de la misma clase de consumo tienen hábitos muy diferentes. Esta diversidad entre las demandas máximas de un mismo grupo de cargas se establece por medio del factor de diversidad, definido como la razón entre la sumatoria de las demandas máximas individuales y la demanda máxima conjunto o grupo de usuarios.

1max

...max

. 43211 ≥+++++

==∑=

grupoDDmDmDmDmDm

grupoD

DmiFdiv n

n

i

Este factor de diversidad es criterio fundamental en el diseño económico de los sistemas de distribución. Podrá aplicarse a diferentes niveles del sistema; es decir, entre consumidores energizados desde una misma red, entre transformadores de un mismo alimentador, entre alimentadores pertenecientes a una misma fuente o subestación de distribución; o entre subestaciones de un mismo sistema de distribución, por lo tanto, resulta importante establecer el nivel en que se quiere calcular o aplicar el factor de diversidad. Los factores de diversidad son diferentes también para las distintas regiones del país pues dependen del clima, altura sobre el nivel del mar, condiciones de vida locales, las costumbres, grado de industrialización de la zona y de las distintas clases de consumo.



3.12 Factor de simultaneidad o de coincidencia Fco. Es una cantidad menor o igual a la unidad y se define como el recíproco del factor de diversidad:

.1

FdivFco =

La aplicación correcta del Fco constituye un elemento muy importante en la planeación del sistema, ya que será la demanda máxima corregida por este factor la que se deberá aplicar para seleccionar el equipo (transformadores o conductores) de la red, haciendo más confiable y económico el diseño. A partir de las mediciones efectuadas en el sistema de distribución en estudio, deben obtenerse las curvas de factores de diversidad o de factores de coincidencia en función del número de consumidores para las diferentes categorías de consumo de la zona investigada. 3.13 Factor de utilización Fu. El factor de utilización de un sistema eléctrico en un intervalo de tiempo es la razón entre la demanda máxima y la capacidad nominal del sistema (capacidad instalada), es decir:

Fu = carga máxima / capacidad instalada = DinsDm

Es conveniente hacer notar que mientras el factor de demanda, nos da el porcentaje de carga instalada que se está alimentando, el factor de utilización indica la fracción de la capacidad del sistema que se está utilizando durante el pico de carga en el intervalo considerado, (es decir, indica la utilización máxima del equipo o instalación). 3.14 Factor de planta Fpl. Definido como la relación entre la carga promedio y la capacidad instalada así:

Fpl = carga promedio / capacidad instalada = CinsDp

3.15 Factor de potencia cos φ. Es la relación entre la potencia activa (W, KW, MW) y la potencia aparente (VA, KVA, MVA), determinada en el sistema o en una de sus componentes. Cos φ = potencia activa / potencia aparente



La incidencia más importante del factor de potencia es en el porcentaje de pérdidas y en la regulación de voltaje y por lo tanto en la calidad y energía del servicio eléctrico. Para sistemas de distribución se fija un valor mínimo de 0.9 para el factor de potencia. En el caso de tener valores inferiores a este se deberá corregir este factor por parte de los usuarios, por parte de la empresa electrificadora o por ambos. 3.16 Factor de carga Fc. Se define como la razón entre la demanda promedio en un intervalo dado y la demanda máxima observada en el mismo intervalo. Matemáticamente lo podemos expresar como:

=Fc demanda promedio / demanda máxima

=Fc con límites 0 < 1≤Fc , DmDpFc =

Otra forma de expresar el factor de carga, lo cual permite un cálculo en forma simplificada es la siguiente:

=××

=tDntDpFc Energía absorbida en el tiempo / tDm×

3.17 Demanda máxima diversificada promedio Dmax dp. Cuando la demanda de un sistema se obtiene como la suma de las demandas máximas de los diferentes elementos que lo constituyen, se define la demanda máxima diversificada promedio como: Dmax dp = Dmax G / N 3.18 Demanda coincidente por servicio Dcs. La demanda coincidente por servicio de un grupo de N usuarios se determina en función de la demanda máxima individual. 3.19 Curvas de factores de diversidad. La obtención es directa en función de la curva de demanda máxima diversificada si se tiene en cuenta que dicho factor cuantitativamente es igual a la relación entre la demanda máxima individual y la demanda máxima promedio por consumidor para n consumidores:



Fdiver. Para n consumidores = Dmax. Individual / Dmax. Promedio por consum. para n consum. En la figura 14 se muestra a manera de ejemplo las curvas de factores de diversidad correspondientes a unas curvas de demandas máximas diversificadas. 3.20 Cargas de diseño en redes de distribución. Para la determinación de las cargas de diseño se partirá de factores demanda diversificada reales deducidas de medidas tomadas en la red de distribución existente, debidamente ajustada por regulación. Dichas cargas quedan materializadas en las curvas de KVA/usuario contra el número de usuarios n para cada una de las clases de consumo. La curva de carga diversificada de diseño es la proyección de la curva de carga diversificada medida, mediante las tasas aritméticas y/o geométricas de crecimiento del consumo de energía eléctrica. Mediante esta metodología se obtienen los resultados vistos en la figura 15. Para llegar a obtener estas curvas es necesario efectuar investigaciones preliminares recomendadas por el ICEL en sus Normas y que incluye fundamentalmente los siguientes aspectos:

Estudios socioeconómicos de la zona a investigar.

Sectorización de la zona buscando homogenización.

Selección de una muestra representativa de transformadores a medir.

Programación de las mediciones directas.

Realización de medición.

Determinación de la tasa de crecimiento de la demanda. 3.21 Regulación de tensión. Esta definida como la relación entre la caída de voltaje en un circuito y el voltaje recibido por la carga. La regulación de tensión esta dada por lo general en porcentaje, así:

100.% ×−

=Vr

VrVsreg



Figura 14. Curva de factores de diversidad

Fuente: Estadísticas UPME Figura 15. Curvas de demanda diversificada de diseño


6

5

4

3

2

1

FAC

TOR

D

E D

IVER

SID

AD

1 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60

N° DE CONSUMIDORES

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55

7

6

5

4

3

2

1

U SU A R IO S

KVA

/ U

SUA

RIO C A R G A D IV E R S IFIC A D A M E D ID A

C A R G A D IV E R S IFIC A D A P R O Y E C TA D A P A R A E L

C A LC U LO D E LA R E D(P R O Y . P A R A 15 A Ñ O S )

C A R G A D IV E R S IFIC A D A P R O Y A C TA D A P A R A E L

C A LC U LO D E L TR A N S FO R M A D O R

(P R O Y . 8 A Ñ O S )



3.22 Porcentaje de pérdidas. Esta definido por la relación entre la pérdida de potencia de un sistema y la potencia suministrada a éste, es decir:

100% ×−

=C

CSpérdidas Donde:

S = Suplencia neta anual = Generación bruta de energía

Energía comprada a otros sistemas

Energía vendida a otros sistemas

Energía para servicios auxiliares C = Consumos de energía = Total de MWh vendidos por el sistema. 4. NIVEL DE TENSIÓN 4.1 Red primaria La selección del nivel de tensión se realiza básicamente mediante una evaluación económica y tomando en cuenta las condiciones de los sistemas existentes que podrían forzar una decisión del futuro planeamiento de la zona del proyecto. Para la evaluación económica el parámetro básico es la carga a distribuirse y la distancia. Eligiendo el nivel de tensión se tendrá automáticamente el conductor, posteria y el nivel de aislamiento con el cual se podrán obtener los costos. En Colombia se diseñan los circuitos primarios a diferentes voltajes. Se establece como voltaje nominal para el diseño 13.2 / 7.62 KV. 4.2 Red secundaria Para la red secundaria es preferible realizar un pequeño modelo de prueba para los diferentes tipos de sistemas de distribución que están especificados en las normas correspondientes y considera la densidad de carga, separación entre usuarios, cargas especiales, etc., y al final el factor decisivo que es el económico. Se dan orientaciones para la selección del nivel de tensión en la red secundaria, cuando ello es posible y es permitido por las normas.



En Colombia existen varios voltajes de diseño para circuitos secundarios. Los siguientes son los voltajes de diseño de redes urbanas y rurales que permiten abastecer al servicio residencial, comercial, a la pequeña industria y al alumbrado público cuando estos dos últimos pueden ser alimentados por la red secundaria.

Monofásico trifilar 240 / 120 voltios con punto central a tierra.

Trifásico tetrafilar 208 / 120 voltios con neutro a tierra.

Trifásico en triangulo con transformadores monofásicos, de los cuales uno solo tiene conexión a tierra 240 / 120 voltios.

Los voltajes citados se refieren a la tensión de placa (sin carga) en los transformadores de distribución. Para los sistemas industriales y de alumbrado público grandes, es decir que requieren un transformador propio independiente de la red secundaria, se recomienda la adopción de las siguientes tensiones nominales:

Trifásico 480 / 277 voltios en estrella.

Trifásico 480 / 240 voltios en delta. 5. NIVEL BÁSICO DE AISLAMIENTO Las siguientes son las consideraciones básicas que se deberán tener en cuenta para la selección del nivel básico de aislamiento (BIL):

El nivel básico de aislamiento se determina de acuerdo a las normas IEC 71-1, 71-2, 71-3, y en base a la tensión nominal seleccionada.

Si los equipos a usarse serán instalados a una altura mayor de 1000 msnm, se determinará el BIL usando el factor de corrección de altura, considerándose dos niveles de aislamiento: el interno y el externo, lo exacto y recomendable de usar es corregir el nivel básico de aislamiento obtenido de acuerdo a la tensión nominal con el factor de corrección por altura.



No necesariamente deben utilizarse los valores correspondientes a la tensión superior normalizada más cercana al valor corregido por altura dada en la Norma, debido a que se exigirá un BIL innecesario y cabe la posibilidad de discriminar a postores en el suministro. Factor de corrección por altura (K) diga IEC:

)1000(1025.111

4 −×+= − H

K

Donde H es la altura msnm de la zona del proyecto. 6. DISTANCIA DE SEGURIDAD MÍNIMA 6.1 Red primaria Entre conductores eléctricos:

La separación mínima a su poste y en cualquier punto de su vano será: Para tensiones menores a 11KV.: 0.40 m Para tensiones mayores a 11 KV.: 0.4+0.01 m / KV. En exceso de 11 KV.

Separación mínima en metros a la mitad del vano será: Para conductores menores a 35 2mm

)(6.065.00076.0 mfu −+× u = tensión nominal Entre los conductores y sus accesorios en tensión estructuras soportadas: Separación mínima 20 cm Separación: 0.1 + u / 150 m



6.2 Red secundaria Las distancias dadas a continuación se basan en el Código Nacional Eléctrico. Tabla 13. Distancia horizontal mínima entre conductores

Fuente: Código Nacional Eléctrico Tabla 14. Distancia vertical mínima entre conductores

Fuente: Código Nacional Eléctrico 7. DISPOSICIÓN DE CONDUCTORES Cuando existen circuitos de varios conductores por fase (circuitos en paralelo, que siguen la misma ruta y soportados por los mismos apoyos), y es necesario hallar la inductancia por fase, se hablará de una distancia media geométrica DMG equivalente y de un radio medio geométrico RMG equivalente puesto que es necesario hacer tres transposiciones a lo largo del recorrido de la línea. En la tabla 15 se observan los RMG y DMG equivalentes cuando existen varios conductores por fase y conductores en circuito doble. 8.1.1 Resistencia de los conductores. Dentro de los límites normales de operación de los conductores eléctricos, los cambios apreciables en los materiales usados son los incrementos en la resistencia y en la longitud que estos sufren en virtud de los cambios de temperatura. El más importante para cables subterráneos y líneas aéreas es el cambio en el valor de la resistencia ya que el incremento de la longitud es importante en el caso de las líneas aéreas con grandes tramos entre postes. Si efectuáramos mediciones de la resistencia en un conductor a distintas temperaturas y situáramos los valores obtenidos en una gráfica, obtenemos la figura 16, como curva característica de tal efecto.

VANO DISTANCIA M INIM AHasta 4 m 0.10 mDe 4 a 6 m 0.15 m

De 6 a 30 m 0.20 mDe 30 a 50 m 0.30 mDe 50 a 75 m 0.35 m

M ayores de 75 m 0.40 m

VANO DISTANCIA MINIMADe 0 a 50 m 0.10 m

De 50 a 65 m 0.15 mDe 65 a 80 m 0.20 m

De 80 a 100 m 0.30 m



Tabla 15. RMG Y DMG Para disposiciones típicas de redes de distribución (Varios conductores por fase y circuitos dobles)

Fuente: RAMÍREZ CASTAÑO, Samuel. Redes de subtransmisión y distribución de La resistencia 2R a una temperatura 2T cualquiera, en función de la resistencia 1R a una temperatura 1T distinta de cero está dada por:

( )[ ]1212 1 TTRR −+= α En donde α se denomina coeficiente de corrección por temperatura dado en °C. El valor de la resistividad se expresa generalmente a una temperatura estándar de 20°C.

dr ⋅′ fe ⋅

( )9 63 4dr ⋅′ 9 423 gfe ⋅⋅

frDS ⋅′=1

hrDS ′=2

frD S ′=3

( ) 3/12/1 fr

RMG eequivalent

′= 12/16/12 −= gd

DMG eequivalent

dhD

dgD

dgD

ca

bc

ab

2=

=

=

(DMG) EQUIVALENTE

Ba

f

B' B''

B'

A

e

B

A'

DISPOSICION DE LOS CONDUCTORESTIPO DE SISTEMA

MONOFASICO FASE - FASEDOS CONDUCTORES POR

FASE

(RMG) EQUIVALENTE

dA' A''

B'

f

A'

dA

C'

gh

B

C'A'

C

f

BAd

A

B'

gh

Cd

dd

TRIFASICO DOBLE CIRCUITO

POSICION 1


POSICION 2

ACd

f

Bd

h g

CADA UNA DE LAS TRES POSICIONES ABARCANDO 13 DE

LA LINEA


POSICION 3


CON LAS TRES TRANSPOSICIONES

A' B'C'

c g fMONOFASICO FASE - FASETRES CONDUCTORES POR

FASE



Figura 16. Variación de la resistencia con la temperatura

Fuente: RAMÍREZ CASTAÑO, Samuel. Redes de subtransmisión y distribución de energía En las siguientes tablas se muestran las principales características de los conductores eléctricos. Tabla 16. Alambre blando de cobre y duro de aluminio

Fuente: National Electrical Code 1999 8.1.2 Inductancia y reactancia inductiva. Cuando por un conductor circula una corriente de magnitud variable con el tiempo se crea un flujo magnético variable, el cual se enlaza con los demás conductores del circuito (por los que también circula corriente de naturaleza análoga).

CALIBRE DIAM.COND. SECCIONAWG mm mm2 Cu Al Cu Al

2 6,54 33,62 298,81 90,88 3,35 11,01 0,513 0,8413 5,82 26,66 237,07 72,08 4,22 13,87 0,647 1,0614 5,18 21,14 188 57,16 5,32 17,49 0,815 1,3375 4,62 16,76 149,03 45,31 6,71 22,07 1,028 1,6866 4,11 13,29 118,23 35,94 8,46 27,82 1,296 2,1257 3,66 10,55 93,78 28,51 10,66 35,07 1,634 2,6798 3,26 8,36 74,38 22,61 13,44 44,21 2,061 3,3789 2,91 6,63 58,96 17,92 16,96 55,78 2,599 4,261

10 2,58 5,26 46,76 14,21 21,38 70,33 3,278 5,37311 2,31 4,16 37,06 11,26 26,98 88,74 4,136 6,78112 2,05 3,31 29,41 8,93 34,01 111,87 5,213 8,547

Kg/KM m/Kg RESIST. c.d. A 20°cOHMIOS/Km

T 2

T 1

T

R 1 R 2

R o h m i o s



El valor de la reactancia inductiva depende de la frecuencia del sistema y del valor de la inductancia total (suma de inductancia interna y externa) del cable. Para una frecuencia de 60 Hz tenemos:

mohmRMGDMGfX L /ln1022 7−⋅⋅= π ; Kmohm

RMGDMGX L /log1736,0=

Tabla 17. Cable trenzado desnudo de cobre y aluminio

Fuente: National Electrical Code 1999 8.2 Clasificación de la línea según su longitud y según sus características eléctricas y

magnéticas Con fines prácticos se introducen simplificaciones en el cálculo de los parámetros, simplificaciones que dependen de la longitud de la línea; para estos propósitos las líneas se clasifican en:

Líneas cortas: Son las que transmiten energía eléctrica a voltajes menores a 44 KV con longitudes menores de 50 Km y cuya capacitancia puede despreciarse.

Líneas medianas: Son las que transmiten energía eléctrica a voltajes de

transmisión y subtransmisión con longitudes hasta de 240 Km.

Líneas largas: Son las que transmiten energía eléctrica a voltajes de transmisión con longitudes mayores a 240 Km.

CALIBRE No DIAM.TOTAL SECCIONAWG HILOS mm mm2 Cu Al Cu Al

ó Kcmil Cu Al600 61 22,68 304 2760 838 0,363 1,19 0,0578 0,0948500 37 20,65 253 2300 699 0,435 1,43 0,0694 0,1139450 37 19,6 228 2070 629 0,484 1,59 0,0771 0,126400 37 18,48 203 1840 559 0,544 1,78 0,0868 0,142350 37 17,29 177 1610 489 0,621 2,04 0,0992 0,163300 37 16,03 152 1380 419 0,726 2,38 0,116 0,19250 37 14,63 127 1150 349 0,87 2,85 0,139 0,2284/0 19 13,4 107,2 972 296 1 3,39 0,164 0,2693/0 19 11,95 85,02 771 234 1,3 4,27 0,207 0,3392/0 19 10,65 67,43 611 186 1,64 5,43 0,261 0,4281/0 19 9,45 53,49 485 147 2,06 6,87 0,329 0,5391 19 8,45 42,41 385 117 2,6 8,62 0,415 0,682 7 7,41 33,62 305 92,7 3,28 10,87 0,523 0,8573 7 6,61 26,67 242 73,5 4,14 13,73 0,659 1,0814 7 5,88 21,15 192 58,3 5,21 17,24 0,831 1,363

Kg/KM m/Kg RESIST. c.d. A 20°COHMIOS/Km



Tanto la resistencia óhmica como la resistencia inductiva y las capacidades electrostáticas existentes en las líneas o cables, están uniformemente repartidas en toda su longitud. Para simplificar los cálculos se supone siempre que sea posible que las características están situadas en uno o varios. Cuando la tensión y la longitud de las líneas no permiten esta simplificación, el cálculo de ésta debe realizarse teniendo en cuenta el reparto uniforme de las características reseñadas, en toda la longitud de la línea. Figura 17. Capacidad de corriente para conductores

Fuente: CENTELSA, cables de energía y telecomunicaciones S.A. 8.3 Impedancia, caída de voltaje y regulación El calibre o sección de un conductor requerido para una aplicación específica se determina por la corriente requerida por la carga, por la caída de tensión permisible, por la pérdida de energía y por la corriente de cortocircuito que pudiera recorrer el conductor; de aquí la importancia del concepto de caída de tensión y términos afines afines que se definen en los libros de ingeniería eléctrica. La regulación de tensión se constituye en uno de los parámetros de diseño más decisivos en el cálculo de redes de distribución; la escogencia del calibre adecuado para una red está directamente relacionado con la regulación de tensión. La caída de voltaje en sistemas de

100

150

200250300

350400

450

3503002504/03/02/01/0 500

capacidad de corriente (A)

calibre (AWG o Kcmil)

THHN/THWN 90°C

THW 75°C

TW 60°C



distribución debe considerarse integralmente entre sus componentes, desde el punto de origen de los circuitos primarios hasta el punto de acometida del último consumidor en el circuito primario. Las normas nacionales establecen unos límites máximos para la regulación de tensión que se muestran en la tabla 18 y en la figura 18. Figura 18. Límite de regulación

Fuente: RAMÍREZ CASTAÑO, Samuel. Redes de subtransmisión y distribución de energía Tabla 18. Valores máximos de regulación en los componentes del sistema de distribución


S/EDISTRIBUCIO N

ULTIM OTRANSFO RM ADO RDE DISTRIBUCIO N

ULTIM AACOM ETIDA

S/ECARG A

ESPECIAL

ALIM ENTADO R PRIM ARIO RED SECUNDARIA(TO TAL 13 % )

(TO TAL 13 % )

5 %2,5 %

4 % 1,5 %

9 %2,5 %

1,5 %

s e c u n d a r i o s p r i m a r i o sEntre subestación de

distribución y el transform ador 5% 9%distribución

En el transform adorde 2.5 % 2.5 %

distribuciónEntre el transform ador de

distribución y la acom etida del 4%últim o usuario a v oltaje secundario

En la acom etida 1.5 % 1.5 %Entre el transform ador de

distribución o de alum brado y la 6%últim a lum inaria

ALIMENTACION DE USUARIOS DESDECOMPONENTE



8.4 Pérdidas de energía y calibre económico Las pérdidas técnicas en las redes de distribución se producen en los conductores de los circuitos primarios y secundarios y en los devanados y núcleos de los transformadores de distribución. Las pérdidas en un sistema eléctrico son tanto de energía como de potencia, y ambos tipos de pérdidas tienen un costo económico para las empresas; el de las pérdidas de energía es el costo marginal de producir y transportar esa energía adicional desde las plantas generadoras (o puntos de compra de energía en bloque), hasta el punto donde se disipa, a través de los sistemas de transmisión, subtransmisión y distribución; el de las pérdidas de potencia es el costo marginal de inversión de capital, requerido para generar y transmitir esa potencia adicional a través del sistema. Como la capacidad de las instalaciones de generación, transformación y transmisión se dimensiona para las condiciones de demanda pico del sistema, el valor económico de las pérdidas de potencia depende de la coincidencia entre el pico de la carga considerada y el pico de la demanda total del sistema. O sea que, por lo general, la carga que se debe utilizar para calcular el costo de las pérdidas de potencia no es la carga pico del circuito o transformador considerado, sino la carga que fluya a través del sistema. Por lo general no se conoce la curva de carga de los distintos circuitos primarios y secundarios que es necesario analizar en el diseño de redes de distribución, aunque usualmente no se tiene un estimativo razonable del factor de carga de la demanda correspondiente. En este caso es posible estimar el factor de pérdidas a partir del factor de carga, mediante formulas empíricas cuyos parámetros deben ser, en lo posible, derivados para el sistema en estudio a partir de las curvas de carga obtenidas por muestreo. La figura 19 ilustra el procedimiento básico para determinar los niveles económicos para todos los componentes del sistema. La siguiente es una breve descripción de éste procedimiento:

Seleccionar la parte del sistema a ser estudiado:

- Transformadores de estación distribuidora

- Red primaria

- Transformadores de distribución - Red secundaria



Obtener las características físicas y eléctricas de los componentes y la modelación del sistema.

Figura 19. Determinación de los costos del sistema y los costos de pérdidas transformadores, primarios, secundarios

Fuente. RAMÍREZ CASTAÑO, Samuel. Redes de subtransmisión y distribución de energía

Seleccionar un ciclo de carga (día, mes, semana, año, etc.) y determinar los siguientes parámetros:

- Demanda pico - Duración de la carga - Factor de carga

- Factor de pérdidas

SELECCIONAR LOSCOMPONENTES DEL SISTEMA

MODELAR ELCOMPONENTE

SELECCIONAR LASCARACTERISTICAS DE

LA CARGA

ANALIZAR:PERDIDAS,CARGA Y VOLTAJE

SICAMBIOS EN EL SISTEMA

ADICIONAR O REEMPLAZAR

ANALISISECONOMICO

COSTOS ANUALES (INVERSION, AOM Y PERDIDAS) VALOR PRESENTE



Calcular las pérdidas técnicas:

- Pérdidas de pico (demanda) - Pérdidas de energía

Seleccionar una alternativa práctica de cambio del sistema para reducir pérdidas: - Transformadores: Reemplazándolo o cambiándole la carga - Redes primarias: Instalando capacitores, conductores nuevos (cambio de

calibres), nuevas líneas, switch, cambio de niveles de voltaje

Determinar los costos asociados con cada alternativa: - Potencia (demanda y energía) - Inversión del capital - Mano de obra - Materiales - Otros - Admón. Operación y mantenimiento.

Efectuar una evaluación económica de las alternativas usando un modelo económico de optimización de pérdidas. 8.5 Capacidad de conducción de corriente 8.5.1 En redes de distribución aéreas. En el diseño de líneas de transmisión y distribución, la elevación de la temperatura de los conductores por encima de la temperatura ambiente debido a la corriente que estos llevan es de gran importancia, ya que las pérdidas de energía, la regulación de voltaje, la estabilidad y otros factores resultan afectados por los aumentos de temperatura a la vez que pueden determinar la selección de un conductor. En la mayoría de las veces es necesario considerar la capacidad de corriente máxima que puede soportar el conductor en forma permanente.



8.5.2 En cables subterráneos. El problema de la determinación de la capacidad de conducción de corriente en cables de energía, es un problema de transferencia de calor. Las pérdidas constituyen energía que se transforma en calor en el cable, el cual necesita cuantificarse para medir que cantidad de él se puede disipar al medio ambiente, a través de las resistencias térmicas que se oponen al flujo del mismo, cuando se exceda la temperatura permisible de operación en el conductor. 8.6 Sobrecargas, cortocircuito y corrientes inducidas 8.6.1 Sobrecargas. Si se sobrepasa el valor de la corriente nominal de un cable de energía, la respuesta térmica no es instantánea, es decir, la temperatura en el cable va aumentando paulatinamente hasta alcanzar su nivel máximo de equilibrio térmico (el equilibrio térmico se establece cuando el calor generado es igual al calor generado). Es por esto que las normas para cables admiten la posibilidad de sobrecarga durante un tiempo limitado, en una emergencia. 8.6.2 Cortocircuito. Bajo condiciones de corto, se incrementa con rapidez la temperatura de los elementos metálicos de los cables de energía (conductor y pantalla), cuando están diseñados para soportar tal incremento; el limite dependerá de la temperatura máxima admisible para la cual no se deteriore el material de las capas vecinas, esto es, la que resulte menor entre la del conductor, que no dañe el aislamiento, o la de la pantalla, para no deteriorar el aislamiento y cubierta. En la tabla 11 aparecen los valores máximos aceptables en las normas ICEA. 8.6.3 Tensiones inducidas. El problema de cuantificar y minimizar las tensiones inducidas en las pantallas de los cables de energía, se refiere fundamentalmente a los cables unipolares, ya que las variaciones de campo magnético en los cables tripolares o en formación triples se anulan a una distancia relativamente corta del centro geométrico de los conductores y, consecuentemente, las tensiones que se inducen en sus pantallas son tan pequeñas que pueden despreciarse. 9. CÁLCULO DE REDES DE SUBTRANSMISIÓN 9.1 Selección preliminar de conductores La selección de las líneas constituye un proceso de aproximaciones sucesivas que incluye evaluaciones técnico-económicas. Para la elección preliminar desde el punto de vista técnico es muy útil el uso de las curvas de regulación y pérdidas referidas a conductores



ACSR para seleccionar preliminarmente los conductores y voltajes de subtransmisión conocidas las cargas por kilómetro en función del porcentaje de pérdidas para una regulación del 5 % y valores del factor de potencia de 1.0, 0.9 y 0.8 en atraso. Estas curvas son tomadas de Transmision and Distribution reference book de la Westinghouse Electric Co.. 9.2 Carta general de regulación de pérdidas Las curvas mencionadas permiten obtener con mayor exactitud los valores de regulación y pérdidas. Estas curvas se basan en el principio de que para una diferencia dada entre las magnitudes de los voltajes del extremo emisor y del extremo receptor, la caída en la impedancia IZ es determinada por el ángulo φθρ += en donde rxtg /1−=θ es el ángulo de impedancia de la línea, y φ es el ángulo del factor de potencia. Las curvas incluyen caídas de voltaje desde 0 al 15 % y aumentos de voltaje desde 0 al 15 %. 9.3 Regulación a partir de las condiciones de carga El voltaje en el extremo receptor, el factor de potencia y la corriente o los KVA son conocidos. A las curvas mencionadas se entra con el valor de φθρ −= , en donde el signo de φ depende de que la corriente sea inductiva o capacitiva. El ángulo del factor de potencia se obtiene de la curva coseno y el ángulo de la impedancia θ se obtiene leyéndolo en las curvas del conductor o a partir de las curvas xr / ó rx / conocidos estos valores. Los valores de r y x se expresan en ohm/Km. Con los valores calculados de ρ e IZ se obtiene el porcentaje de regulación en las curvas de regulación. 9.4 Eficiencia de la línea Las pérdidas de la línea en porcentaje de los KVA de carga se expresan mediante la siguiente ecuación:

θIZCosIRPérdidas %%% == En donde θCos puede leerse de la curva de coseno conociendo el valor deθ . Las pérdidas se pueden determinar en porcentaje de la carga en KW dividiendo el valor obtenido de la ecuación anterior por el factor de potencia. Una vez que se halla determinado el valor de ρ , con este ángulo y la regulación fijada se lee el porcentaje IZ en la curva.



9.5 Normas técnicas para diseño y construcción de redes de subtransmisión Las siguientes prescripciones reglamentarias son extraídas de las “Normas para construcción de redes de distribución de CODENSA” a niveles de subtransmisión y distribución. Estas normas se aplican al Sistema de Subtransmisión y Distribución Rural para las zonas atendidas por CODENSA S.A. ESP. La Empresa en su sistema de Subtransmisión y Distribución, atiende algunas zonas rurales de los Departamentos de Boyacá, Cundinamarca y Tolima. Se define como líneas de electrificación rural aquellas destinadas a distribuir energía fuera de los perímetros urbanos. La construcción de líneas en el casco urbano de los municipios atendidos por la División de Distribución Rural, sigue las mismas Normas de construcción Líneas aéreas urbanas Tomo I y Cables Subterráneos Tomo III establecidas para Bogotá. En las vías clasificadas por el Departamento Administrativo de planeación Distrital (DAPD) como vías V0, V1 y V2, así como en las urbanizaciones de estratos 4, 5 y 6 definidos por el decreto 1192 del 22 de Diciembre de 1997, en zonas históricas y en general en aquellos sitios donde la conformación de redes aéreas no esté de acuerdo con las normas establecidas, no se permite el montaje en postes de transformadores de ninguna capacidad, ni la construcción de redes aéreas; en estos casos deben construirse redes subterráneas. Las normas deben ser cumplidas por Ingenieros Electricistas, firmas de Ingenieros Electricistas, técnicos electricistas y por el personal de cuadrillas de construcción o mantenimiento de redes autorizadas por la Empresa. 9.5.1 Parámetros Físicos y Geográficos. Zona fría: Zonas con altura igual o mayor de 1 400 msnm. Zona caliente: Zonas con altura menor de 1 400 msnm.



Zona Fría Zona Caliente Temperaturas promedio ambiente º C. 13 23

Temperatura mínima ambiente º C. –8 7

Temperatura máxima del conductor ºC 60 75

Viento máximo (Km/h) 100 100

Viento promedio (Km/h) 60 60

9.5.2 Parámetros eléctricos Configuración de la red La topología general del Sistema Eléctrico de la Zona Rural de CODENSA S.A. ESP, está conformada por subestaciones AT – MT de las siguientes relaciones de transformación: 230-34.5 KV, 115-34.5 KV, 115-11.4 KV, 115-34.5-11.4,KV, 34.5-13.2 KV, 34.5-11.4 KV. Las líneas de la subtransmisión son a 34.5 KV y los alimentadores a 13.2 KV, 11.4 KV, 7.6 y 6.6 KV. La distribución primaria se hace en configuración radial vertebrada, que consiste en un alimentador principal trifásico de donde se derivan en forma radial ramales trifásicos o monofásicos dependiendo de la carga y la distancia. Los transformadores trifásicos tienen relaciones 11 400 V ó 13 200 V – 208/120 V y los bifásicos13 200 V ó 11 400 V ó 7 600 ó 6 600 – 240/120 V.

Limites de carga y regulación CARGA BAJA TENSIÓN MEDIA TENSIÓN SUBTRANSMISIÓN Carga 25 KVA 4 MVA 12 MVA Regulación 7 % a partir del 5 % a partir de la 3% de Tensión transformador de subestación de distribución subtransmisión



En los programas veredales, las redes son monofásicas y la máxima capacidad de los transformadores monofásicos es de 25 KVA; pero también se podrán instalar líneas trifásicas y transformadores de mayor capacidad para cargas de servicio exclusivo.

Características de los conductores Todos las líneas aéreas deben ser en conductor de aluminio ACSR. Los calibres normalizados son: Líneas a 34.5 KV Líneas a 13.2 KV –11.4 KV –7.6 KV y 6.6 KV

Calibre fase (AWG) 266,8 Kcmil 4/0 4/0 AWG 2/0 2/0 AWG 1/0 1 AWG 2

El neutro para líneas trifásicas de Media Tensión se dimensiona con un calibre inferior al de las fases utilizándose los siguientes: 2/0, 1/0, 2 y 4 AWG. En la tabla 10 se indica las características mecánicas, eléctricas de los conductores normalizados para el sistema rural.

Características de los circuitos rurales Las líneas principales de 34.5 KV deben construirse en calibre 266.8 Kcmil y No 4/0 AWG; en ramales pueden utilizarse calibres desde No 2 AWG hasta No 2/0 AWG, dependiendo del diseño aprobado por CODENSA. Las líneas principales de 13.2 KV y 11.4 KV deben construirse en ACSR calibre No 2/0 y 4/0 AWG, los ramales pueden construirse en calibres desde No 2 AWG hasta No 2/0 AWG de acuerdo con el diseño aprobado por CODENSA S.A. ESP. Los ramales deben conectarse al circuito principal mediante cortacircuitos con fusible, seleccionados de acuerdo con la capacidad de los transformadores alimentados por el ramal. Las derivaciones de las líneas deben realizarse a través de conectores separables (tipo cuña).



En todas las líneas de 34.5 KV, 13.2 KV y 11.4 KV, donde se tengan estructuras en suspensión con cadena de aisladores, se deben utilizar preformados para blindaje de cable. El sistema monofásico trifilar de B.T. podrá utilizar la siguiente combinación de conductores para las fases y el neutro: Fases (AWG) Neutro (AWG) 2/0 1/0 1/0 2 2 4 4 4 En las líneas de M.T. tetrafilares con cable de guarda, este sería el mismo conductor neutro y se localizará en la parte superior de la estructura. En las líneas de 34.5 KV con cable de guarda, éste se debe aterrizar en todas las estructuras. En circuitos trifásicos tetrafilares de 13.2 KV ó 11.4 KV, donde utilizan el cable de guarda como conductor del neutro y que sean alimentadores principales, se debe aterrizar el cable de guarda una estructura de por medio. Dentro del diseño de las líneas de distribución se deberá tener en cuenta el aislamiento contra los fenómenos atmosféricos para obtener un buen comportamiento de las líneas. La confiabilidad de las líneas contra descargas atmosféricas debe ser:

Líneas de 34.5 KV 15 salidas/100 Km-año. Líneas de 13.2 – 11.4 KV 30 salidas/100 Km-año.

Debido a la importancia del apantallamiento natural de las líneas de distribución rural se debe tener en cuenta este efecto sobre su comportamiento, por lo cual se definen cuatro categorías para tener en cuenta en la utilización de las estructuras: TIPO A: Áreas completamente apantalladas y topografía que favorezca al apantallamiento de la línea. TIPO B: Áreas apantalladas sin protección completa (topografía ondulada)



TIPO C: Áreas abiertas con poco apantallamiento y topografía plana (cultivos bajos). TIPO D: Áreas sin ningún apantallamiento natural. Las estructuras sin anotaciones en su utilización sobre aspectos de aislamiento no tienen limitación en lo referente a aislamiento.

Cable para templetes El cable para templetes debe ser de acero galvanizado grado extra- alta resistencia de 3/8". Este cable también será usado como cable de guarda en los lugares donde el diseño lo requiera.

Características de los transformadores Las potencias normalizadas por la Empresa para los transformadores de Distribución Rural son las siguientes: a) Trifásicos 13.2 ó 11.4 KV – 208/120 V. (Servicio exclusivo)

15 KVA 30 KVA 45 KVA 75 KVA

b) Monofásicos 13,2 ó 11,4 ó 7,6 KV – 240/120 V

5 KVA 10 KVA 15 KVA 25 KVA

9.5.3 Aceptación de Materiales y Equipos. Los materiales y equipos suministrados por particulares o firmas contratistas para ser instalados en el sistema de CODENSA S. A E.S.P deben ser nuevos y cumplir con las Normas ICONTEC o internacionales, con las especificaciones técnicas exigidas por CODENSA S.A E.S.P.



Además de lo anterior, únicamente se admiten los materiales o equipos que estén acreditados por el ente autorizado por la Superintendencia de Industria y Comercio, por ello, se recomienda a los ingenieros o a las firmas constructoras que soliciten información y verifiquen al fabricante o a CODENSA S.A. sobre los equipos antes de adquirir o iniciar los trabajos de construcción. 9.5.4 Selección de Estructuras. Las estructuras normalizadas por CODENSA para las redes de subtransmisión y distribución rural, se encuentran en la sección 2.2.1 para 34.5 KV, y en la sección 2.2.2 para 13.2 KV – 11.4 KV de las Normas de construcción. 9.5.4.1 Tipos de estructuras.

Estructuras de Alineamiento.

Estructura de Ángulo.

Estructura de Retención.

Estructura Terminal.

9.5.4.2 Configuración de Estructuras.

Estructuras de un Poste.

Estructuras en H.

Estructuras en Tres Postes 10. CÁLCULO DE REDES DE DISTRIBUCIÓN PRIMARIAS AEREAS Los circuitos primarios constituyen la parte de un sistema de distribución que transportan la energía desde la subestación receptora secundaria o punto de alimentación del sistema donde el voltaje baja de niveles de subtransmisión de 66 - 44 - 33 KV a voltajes de distribución primarios 13.2 – 11.4 KV hasta los primarios de los transformadores de distribución.



Los circuitos primarios están conformados por los alimentadores principales y sus ramales laterales y sublaterales. Generalmente, los alimentadores principales están conformados en todo su recorrido por las tres fases, mientras que los ramales laterales y sublaterales son bifásicos y monofásicos. 10.1 Selección preliminar de conductores La selección de los conductores para circuitos primarios se obtiene por aproximaciones sucesivas, para lo cual es práctico utilizar métodos aproximados como los dados en las curvas tomadas de la Distribution Data Book, publicación de la General Electric que presenta la carta de regulación para las líneas y la carta de pérdidas para las líneas según su nivel de tensión. 10.2 Normas técnicas para la construcción de redes primarias aéreas Las prescripciones reglamentarias son extraídas de las “Normas para construcción de redes de distribución de CODENSA” a niveles de distribución. TOMO I, TOMO II. 10.2.1 Apoyos. En zona urbana se emplearan postes de ferroconcreto de 500 Kg de resistencia de ruptura en la punta para líneas en conducción de calibres menores o iguales a 2/0 AWG. Para calibres mayores o sitios en los cuales es posible la construcción de templetes, se utilizarán postes con resistencia de ruptura de 750 Kg o mayores. 10.2.2 Crucetas. Las crucetas serán en ángulo de hierro preferiblemente galvanizado o en su defecto tratado con pintura anticorrosiva. Las dimensiones mínimas del ángulo a utilizar serán 2 ½ x 2 ½ x ¼ y su longitud dependerá del número de conductores y tipo de estructura a utilizar. Configuraciones estructurales

Estructuras de retención: Utilizadas en:

• Lugares donde la línea cambia de dirección con un ángulo mayor o igual a 20°. • Los sitos de arranque y finalización de una línea. • Terreno plano y trayectoria rectilínea a intervalos máximos de 1000 m.



• En condiciones de vano pesante negativo. • En terreno ondulado donde existan vanos mayores o iguales a 300m.

Estructuras de suspensión: Utilizadas en:

• En terreno plano sin cambio de dirección de la trayectoria dela línea. • Terreno ondulado sin cambio de dirección de la trayectoria de vanos mayores o

iguales a 400 m.

Estructuras de suspensión doble: Utilizadas en, Lugares en donde la línea cambia de dirección con ángulo hasta de 20°.

Estructura tipo combinada: Son aquellas cuya configuración permite disponer de estructuras de diversos tipos sobre un mismo apoyo.

En el TOMO I y TOMO II de las Normas de construcción de redes de distribución se muestran el tipo de estructura a utilizar en zonas rurales y urbanas, de acuerdo con parámetros tales como: tensión, calibre del conductor, distancia máxima y mínima de separación de conductores, todos los herrajes (collarines, tornillos, espaciadores, arandelas, grapas de tensión, perchas, espigos, etc.). 11. CÁLCULO DE REDES SECUNDARIAS AÉREAS Los circuitos secundarios constituyen la parte de un sistema de distribución que transportan la energía eléctrica desde el secundario del transformador de distribución hasta cada uno de los usuarios con voltajes menores de 600 voltios, siendo la más común la aérea con diferentes topologías predominando el sistema radial. Se constituye en la parte final de un sistema de potencia para servir las cargas residencial y comercial primordialmente, la pequeña industria y el alumbrado público cuando estos últimos pueden ser alimentados desde la red secundaria donde se presenta el mayor nivel de pérdidas (técnicas y no técnicas), lo que exige un excelente diseño y una construcción sólida y con buenos materiales y sujeta a normas técnicas.



11.1 Voltajes Se han normalizado en el país los siguientes niveles de voltaje secundario:

• Trifásico. 220 / 127 V; 120 / 208 V • Monofásico. 240 / 120 V • Frecuencia. 60 Hz

11.2 Apoyos Para zonas urbanas se emplearán postes de concreto de 300 Kg de resistencia a la ruptura en la punta, cuya longitud no será inferior a 8 metros. Los huecos para el anclaje de los mismos no serán inferiores al 15 % de su longitud. Para zonas rurales se emplearán postes de concreto de 300 Kg de resistencia a la ruptura en la punta, torrecillas, o cualquier apoyo metálico aprobado por la empresa de energía. En todos los casos la longitud no será inferior a 8 metros. Los huecos para el anclaje tendrán una profundidad del 15 % de la longitud del apoyo. El anclaje de apoyos diferentes a las de concreto se hará siempre con una base de concreto. 11.3 Configuraciones estructurales Para disposiciones horizontal y vertical, las siguientes son las estructuras normalizadas:

• Estructura doble terminal: Se utilizan en un apoyo donde confluyen dos principios ido terminales del circuito.

• Estructura de suspensión: Utilizada como soporte de cualquier línea.

• Estructura terminal: Usada en el arranque y finalización de una línea.

Las prescripciones reglamentarias son extraídas de las “Normas para construcción de redes de distribución de CODENSA” a niveles de distribución. TOMO I, TOMO II.



12. CÁLCULO DE REDES SUBTERRÁNEAS 12.1 Sistema de distribución primaria Para seleccionar el tipo de conductor subterráneo en sistemas de distribución primaria, es necesario tener en cuenta lo siguiente:

• La disposición mas adecuada y económica de la instalación.

• Las condiciones en que va a funcionar la instalación, tales como las relativas a humedad y temperatura y las relacionadas con la necesidad de proveer los conductores con protecciones mecánicas.

• Las características de la demanda en relación con la densidad de carga y su factor de

crecimiento. 12.2 Sistema de distribución secundaria Los circuitos secundarios constituyen la parte de un sistema de distribución que transportan la energía eléctrica desde el secundario del transformador de distribución hasta cada uno de los usuarios con voltajes menores de 600 voltios. Solamente se admitirá la construcción de redes de distribución secundaria subterránea en aquellos sectores donde por razones de índole estética lo requieran según concepto de planeación de la zona (ciudad o municipio), la empresa electrificadora correspondiente ido el urbanizador. 12.3 Normas técnicas para la construcción de redes primarias subterráneas Las prescripciones reglamentarias son extraídas de las “Normas para construcción de redes de distribución de CODENSA” a niveles de distribución. TOMO III. De acuerdo con la clasificación anterior del DAPD, se muestran las secciones transversales con la localización de las canalizaciones de los servicios públicos en andenes, separadores, vías, zonas verdes y zonas de control ambiental. Ver normas CS 152; CS 153; CS 153-1; CS 154; CS 155; CS 156; CS 157; CS 158; CS 159 y CS 160. En la norma CS 150 se muestra la distribución típica de ducterías y cajas de Inspección, en cruce de avenidas, andenes, llegada y salida de centros de Transformación, etc.



El sistema subterráneo se canaliza a través de ductos de PVC (Norma CS 201) para redes primarias y secundarias y ductos de acero galvanizado (Norma CS 202) en transición de circuito aéreo a subterráneo, cruces de líneas férreas y ductería colgante de puentes. Las canalizaciones utilizadas para el tendido de cables de circuitos de distribución subterránea son ductos de acero galvanizado ó ductos de PVC corrugados con los accesorios respectivos (Norma CS 201 a CS 202). Los diferentes arreglos de bancos de ductos, dependiendo del diámetro de los mismos o el sitio que atraviesen, pueden verse en las Normas CS 207 a CS 221. Las combinaciones de ducterías utilizadas son las siguientes: En el sistema subterráneo se utilizan cajas de inspección dobles (Norma CS 276), cajas de inspección sencillas (Norma CS 275) y cajas de inspección para acometidas de Baja Tensión y Alumbrado Público (Norma CS 274), y cajas para alojar elementos premoldeados (Norma CS 281). En casos excepcionales a juicio de la Empresa se construirán cajas triples (Norma CS 277) y en caso de tener que ubicarse una caja en la calzada o zona vehicular se construirá la caja de la Norma CS 280. En las Normas CS 274, 275, 276, 277, 280 y 281, se aprecian los detalles constructivos de las diferentes cajas. Las tapas de las cajas son prefabricadas y deben ser construidas de acuerdo con las Normas CS 274-2, 278 y 280-3. En la Norma CS-I50 se muestra una distribución típica de cámaras y bancos de ductos junto con las normas aplicables en cada caso. 13. SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN Las subestaciones de distribución son aquellos puntos de transformación del nivel de distribución primaria al nivel de distribución secundaria; en los niveles de tensión ya especificados. Las prescripciones reglamentarias son extraídas de las “Normas para construcción de redes de distribución de CODENSA” a niveles de distribución. TOMO IV. Se llama centro de transformación a los centros de distribución donde se instalan transformadores media tensión – media tensión, media tensión - baja tensión tales como: 34 500 -11 400 V, 34 500 – 13200 V, 13 200 - 208/120 V, 11 400-208/120 V, que existen en el sistema de distribución de energía, y cuya alimentación se hace mediante red aérea o subterránea.En el sistema de distribución de energía eléctrica se utilizan centros de transformación aéreos y centros de transformación subterráneos.



ANEXO F Puntos de vista de los agentes que

intervienen en la cadena de prestación del servicio de energía eléctrica



PUNTOS DE VISTA DE LOS AGENTES QUE INTERVIENEN EN LA CADENA

DE PRESTACIÓN DEL SERVICIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA

A continuación se presentan los puntos de vista de los agentes dentro de la cadena de prestación del servicio de energía eléctrica que colaboraron gentilmente dentro de la metodología de la entrevista, que dieron su percepción y expresan sus comentarios y demandas sobre la regulación.

MME. Ministerio de Minas y Energía. Que fin busca la regulación en el sector de la distribución? Cumplir los principios de Ley en la prestación del servicio de energía eléctrica, brindando un servicio con calidad y cobertura como el país requiere.

Que aspectos de la regulación han funcionado dentro del sector de la distribución? A partir de los cambios que se dieron en el sector eléctrico se han brindado las condiciones para mejorar la calidad y la cobertura en el servicio de energía eléctrica. Que aspectos de la regulación han fallado dentro del sector de la distribución? Existen agentes que se han quejado de la regulación por estar subremunerados y no se valora con criterios acertados la labor de las distribuidoras, afectando la calidad en la prestación del servicio. Que hace falta dentro de la regulación para que la distribución no se encuentre limitada hacia una labor eficiente? La regulación debe acotar parámetros más acordes con la realidad de las empresas distribuidoras, para que dichas empresas sean más eficientes y brinden un mejor servicio.



La función técnica de la distribución es cubierta adecuadamente por la regulación? Lo que le corresponde a la regulación, si ha cubierto adecuadamente la parte técnica, pues no solo a la CREG le compete, también a la SSPD y al mismo MME les corresponde el emitir los documentos, normas y reglamentos que se deben seguir para un abordamiento del tema técnico en su totalidad. Para los mismos agentes existen normas técnicas propias que hacen que esta parte técnica sea bien cubierta.

Bajo el esquema regulatorio es reconocida adecuadamente la función del distribuidor?

Con la nueva formula tarifaria se han quejado menos los agentes; existe menos inconformidad por parte de las distribuidoras; dentro de la regulación en términos generales la labor del distribuidor se reconoce adecuadamente.

CREG. Comisión de Regulación de Energía y Gas.

Que fin busca la regulación en el sector de la distribución? El fin de la regulación es cumplir los preceptos de Ley a la hora de determinar las tarifas y los cargos para las empresas distribuidoras de energía eléctrica, los preceptos son la suficiencia financiera, eficiencia en la prestación del servicio y neutralidad. La distribución es una actividad monopólica y la Ley obliga a ser regulada, y crear la tarifa justa para que una empresa sobreviva y que el usuario no pague costos insuficientes.


Se han determinado tarifas con base a la Ley y en ese sentido ha establecido una metodología que a su juicio permite una remuneración justa y adecuada.

Que aspectos de la regulación han fallado dentro del sector de la distribución? El regulador en la revisión de ese marco tarifario, está tomando en cuenta el tema de la calidad del servicio; pues las señales de calidad deben ajustarse para dar señales adecuadas



a las empresas distribuidoras para que conduzca a la mejora en la prestación del servicio en función de la tarifa asignada.


Las empresas se excusan de fallas en la regulación para aplicar criterios de eficiencia en la prestación del servicio sin ser bien remuneradas, pero dentro de la resolución 082 de 2002, en su nuevo marco tarifario, se presentan de manera clara y precisa la información que deben seguir las empresas y obtener una remuneración en donde se les reconocen el total de la inversión, reposición del equipo y gastos AOM, naturalmente bajo criterios de eficiencia; se les considera el total de activos sin contar con eficiencia o ineficiencia, pero ya en la inversión el regulador si observa la eficiencia.

La función técnica de la distribución es cubierta adecuadamente por la regulación? Aunque el código de redes expedido por la CREG ha pretendido cubrir adecuadamente las condiciones mínimas de prestación del servicio que son aceptables, tiene que reconocerse que la labor del reglamento técnico debe ser cubierto por el MME, dicha reglamentación se ha venido concretando con el RETIE, el reglamento técnico, así con eso se espera que esta función técnica de la distribución quede cubierta adecuadamente.


Es el objetivo dentro de la regulación, si no fuera reconocida la función del distribuidor pues las empresas protestarían.

SSPD. Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios.

Que fin busca la regulación en el sector de la distribución? La actividad de la distribución debe estar enfocada a remunerar adecuadamente a las empresas para una eficiencia financiera y suficiencia económica, de forma tal que haya un balance entre dicha actividad y el usuario. Un balance se refiere a remunerar



adecuadamente por la eficiencia, los activos utilizados para la actividad teniendo en cuenta costos asociados.


En general el código de redes ha funcionado, siempre y cuando existan señales adecuadas de inversión, y no se subremuneren los activos, bajo las establecidas señales de eficiencia.

Que aspectos de la regulación han fallado dentro del sector de la distribución? Las señales tarifarias no pueden estar dando cambios fuertes cada cinco años, así generan desconfianza y no incentivan a la inversión, si se generan cambios en la fórmula tarifaria deben ser ajustes básicos en eficiencia y remuneración.


En la regulación se pueden proporcionar cambios para que la distribución tenga una mejora y se genere mas disposición de los inversionistas para que las empresas salgan de ese letargo y se propicie una política de mercado más benéfica para los usuarios.

La función técnica de la distribución es cubierta adecuadamente por la regulación? Sí, en general se trata de incluir en su totalidad la función técnica, aunque existen variables que no son tomadas en cuenta dentro de las características de nuestro país, (zona geográfica, mercado, demanda, etc.), estos aspectos limitan la capacidad técnica de las empresas reduciendo por ende la calidad del servicio y castigando la expansión.


La actividad como tal si es reconocida, pues bajo este esquema nuevo se pretende el ser justa esta remuneración, pero existe la necesidad de realizar ajustes de orden económico y técnico, la gran parte de las redes son rurales y estas redes solicitan una atención especial para que su expansión y cobertura no siga limitada. Igualmente solicita atención el mercado



del nivel de tensión I pues presenta características a tomar muy en cuenta por parte de la regulación, otro aspecto que solicita atención es que la medida del consumo de energía por parte del usuario la debe ser autonomía y responsabilidad del distribuidor y no el comercializador, pues así tendría un control de lo que transporta y de lo que finalmente se consume, manejando así las condiciones de calidad.

UPME. Unidad de Planeación Minero Energética.

Que fin busca la regulación en el sector de la distribución? Al regular, se entiende que es una actividad que no puede ser de libre mercado, crea reglas financieras, de eficiencia y cobertura.

Que aspectos de la regulación han funcionado dentro del sector de la distribución? Remunera inversiones en forma justa, propicia empresas eficientes del sector en el país. La CREG no tiene la culpa de la situación del país.

Que aspectos de la regulación han fallado dentro del sector de la distribución? Si han fallado no es competencia de la UPME, opinar al respecto.


La CREG basa sus decisiones en criterios serios, y no debe culparse por la situación del país.

La función técnica de la distribución es cubierta adecuadamente por la regulación? No se debe confundir regulación con normatividad, en lo que la CREG debe concentrarse es a brindar el libre acceso a las redes; la regulación solo se debe referir a ser eficiente y normalizada.



La regulación va mas allá del tema técnico, debe referirse al libre acceso y a la eficiencia del servicio de energía eléctrica, el tema técnico no necesariamente lo tiene que regular.


No tiene opinión al respecto; repito la CREG ha hecho su labor bajo criterios serios basada en estilos de otros países en donde ha funcionado la regulación en términos de costo de capital, costo de oportunidad, costo de riesgo que la CREG ha medido correctamente.

ASOCODIS. Asociación Colombiana de Empresas Distribuidoras de Energía Eléctrica.

Que fin busca la regulación en el sector de la distribución? Después del impacto fiscal y de la crisis que se genera en 1992, se reforma el sector y se segmenta en tres componentes, generación, transporte (transmisión y distribución) y comercialización. Mientras que las actividades de generación y comercialización se encuentran sujetas a la competencia y de allí sus precios no regulados, las actividades relacionadas con el transporte (transmisión y distribución) presentan características de monopolio y por lo tanto son reguladas. Entonces dentro de la actividad de la distribución, como carácter regulatorio se destaca la necesidad de un agente regulador en temas relativos a tarifa, calidad, relaciones con otros agentes (comercializador y usuario) etc. y la libertad de acceso al sistema de distribución (las redes) y conexión de nuevos usuarios al sistema.

Que aspectos de la regulación han funcionado dentro del sector de la distribución? Se destaca el esfuerzo en el inicio de estos cambios, pues se intento desarrollar una regulación económica, reordenando el sistema tarifario e imponiéndole disciplina a las empresas de distribución. Se separo la política, de la regulación económica y se generaron reglas claras de juego, generando confianza en inversionistas que alcanzaron a aportar exitosamente mas de US$ 70.000 millones, siendo este sector el que atrajo mas inversión brindando una política de seguridad y macroeconomía positiva iniciando una senda de recuperación.



Que aspectos de la regulación han fallado dentro del sector de la distribución? La separación del sector es benéfica pero lo anterior por la apertura en el mercado minorista, ha causado que la gente que tiene la obligación de la universalización del servicio esté cada vez más insegura, y las empresas distribuidoras están en peor situación debido a que en el pasado tenia un cargo para atender a los clientes sin desagregarse en los activos y ahora con ese ingreso promedio que recibe debe atender a los usuarios pobres de bajos consumos y de altos costos de atención y a los de altos consumos con bajos costos de atención. Esta competencia, también en especial en el mercado minorista sufre desequilibrio, pues se le mantiene las exigencias de atención a las empresas de prestar el servicio afectándolas financieramente y obligando al pobre a pagar más. La regulación castiga la cobertura. Problemas del sector enmarcados en la crisis económica, y el reconocimiento del Estado del problema regulatorio, dado ha que hay presión política para que las tarifas no suban, terminando el regulador no reconociendo costos de prestación del servicio tanto en distribución como en comercialización, deteriorando en forma continua las cifras financieras del sector, decreciendo la rentabilidad de algunas empresas. Estas actuaciones desdibujan completamente lo que dicen las Leyes 142 y 143 (de Servicios Públicos y Eléctrica) de la regulación, pues en las Leyes se suponían unas reglas claras para remunerar costos bajo criterios reales y no subjetivos, en este evento toda la industria advirtió la falta de confianza en la regulación e implico que el Estado no lograra capitalizar sus electrificadoras ni conseguir mas inversión para el sector. La CREG cambio las reglas de largo plazo, interpretó la Ley de forma tal que le quito la credibilidad a la misma, tanto que el mismo Estado introdujo múltiples artículos al respecto dentro de la Ley de Planeación. Para calcular la tarifa de distribución, se valoran los activos bajo un esquema razonable, llevar eso en el tiempo con base en un costo de capital con una metodología razonable, dividido por la demanda más los costos AOM; en esto la CREG repitió los problemas basado en un porcentaje sobre activos que se desconoce de donde salio y que no reconoce densidad. Hace una relación por el nivel de tensión sin tener en cuenta variables que existen, desconociendo el tipo de usuario. En la actualidad no hay inversión y las empresas están en dificultades, siendo la regulación inequitativa socialmente, pues genera desconfianza al promover el descreme del mercado vía regulación, haciendo más costosa la tarifa a los pobres y beneficiando solo a los ricos, a quienes se les disminuye la tarifa y la contribución de solidaridad en detrimento de los subsidios; la solución pasa por una mejora en la regulación.




Falta un establecimiento de políticas regulatorias de largo plazo, reglamentar la Ley y definir claramente metas de cobertura, criterios de expansión de los servicios y criterios de largo plazo para remunerar inversiones a largo plazo. Reglamentar la obligación de anunciar previamente las materias que serán revisadas y los procedimientos que regirán la toma de decisiones. El regulador debe explicar de forma objetiva las razones que la llevaron a aceptar o rechazar las observaciones que hayan surgido durante el proceso.

La función técnica de la distribución es cubierta adecuadamente por la regulación? Lo técnico no se tiene en cuenta, pues para hacer cobertura en el servicio de energía eléctrica se tienen que construir redes largas y la regulación no las remunera entonces sino son remuneradas estas redes, las empresas no tendrían el recurso para pagarlas, de ahí que la regulación castiga la cobertura del servicio.


Es reconocida la función del distribuidor aleatoriamente pues debe mejorar el nivel técnico de la regulación, y así hacer mas justa para las empresas distribuidoras su labor, teniendo en cuenta que el Estado debe crear políticas claras y a largo plazo.

ACOLGEN. Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica.

Que fin busca la regulación en el sector de la distribución? La distribución es una actividad regulada en donde no es factible crear competencia por monopolio natural pues existe un fin de beneficio económico, por esto la regulación es el organismo que controla este beneficio económico en la prestación del servicio de energía eléctrica.



Que aspectos de la regulación han funcionado dentro del sector de la distribución? Existieron señales en la industria para que se moviera en dirección a una buena administración y una búsqueda de una mejor gestión dentro de las empresas, promoviendo avances en el sector; en materia de calidad y cobertura del servicio, aunque es complejo decir si ha funcionado en su totalidad por el número de variables existentes dentro de la distribución.

Que aspectos de la regulación han fallado dentro del sector de la distribución? No se ha tenido en cuenta la realidad de las empresas y del país en su contexto actual, pues se ha impedido que las empresas puedan cumplir con las metas que la CREG ha fijado, ya que éstas se encontraban en diferentes situaciones al iniciarse esta regulación, problemas pasados que no se tuvieron en cuenta. No han habido periodos apropiados de transición, (empresas en desigualdad de condiciones), no han tenido en cuenta sus diferencias, (rural y urbana), costos diferentes para la operación de las redes.


Falta que la CREG verifique y reconozca las particularidades que tienen las empresas e identifiquen apropiadamente los periodos de transición. Estudiar la coherencia de los criterios exigidos por la CREG en materia de calidad, cobertura y confiabilidad, frente a la tarifa y calidad de pago de las personas. La CREG debe permitir estudiar las diferentes tarifas, regular un servicio de menor calidad por un menor pago, así paralelamente.

La función técnica de la distribución es cubierta adecuadamente por la regulación? La función técnica vista en resultados obtenidos no es coherente, pues hay un desfase en la relación beneficio – costo, los criterios técnicos deben relacionarse con la tarifa. No hay un adecuado conocimiento del tema técnico en la regulación y está desligada la parte técnica. Se espera una calidad ofrecida bajo criterios de diseño pero esto no se ve reflejado en la tarifa.




No es reconocida adecuadamente su labor. En principio se partió de un supuesto alejado de la realidad de las empresas, y la falta de definición desde este punto hasta las señales económicas han causado problemas; se ha desconocido esta realidad, pues al afectarse las empresas distribuidoras se afectan también las generadoras en su cartera, y deben realizar acuerdos de pago entre estas.

NOTA: El usuario es parte importante en la búsqueda de la solución, pues por su desconocimiento en las Leyes no es conciente de la realidad, y debe conocer aun más del tema.

ACCE. Asociación Colombiana de Empresas Comercializadoras de Energía.

Que fin busca la regulación en el sector de la distribución? El fin básico de la regulación es lograr la remuneración justa y suficiente para que las empresas distribuidoras puedan desarrollar la actividad de distribuir la energía eléctrica, hacer expansión de sus redes, modernizarlas y mantenerlas para brindar un servicio con calidad para que el negocio sea viable. Debería tener como fin lograr condiciones equitativas en términos de distribución a usuarios finales.

Que aspectos de la regulación han funcionado dentro del sector de la distribución? En general los aspectos principales de la regulación han funcionado, aunque eventualmente existen casos en donde no se remunera de manera satisfactoria a todas las empresas.

Que aspectos de la regulación han fallado dentro del sector de la distribución? Ha fallado en el derecho del acceso a las redes para todos los usuarios en términos de variables técnicas que hacen imposible que los usuarios puedan escoger diferente comercializadora por limitantes de orden técnico, que la regulación no toma en cuenta beneficiando a empresas y perjudicando directamente al usuario final, generando una competencia desleal que es amparada por la regulación.



La regulación técnica debería ser más flexible, masificar parámetros y condiciones técnicas para que el usuario tenga mas posibilidades de acceder al servicio de energía eléctrica; y debería tener en cuenta características de ingeniería como curvas de carga, macromedida, periodicidad en la lectura, y reporte de estas.


Falta el reconocimiento en componentes de costos reales en la ejecución de labores para expandirse, modernizarse y ofrecer calidad en el servicio, pues al no ser justa esta remuneración las empresas sufren financieramente y se presentaría un desequilibrio financiero que perjudica directamente al usuario final.

La función técnica de la distribución es cubierta adecuadamente por la regulación? Sí en general es cubierta adecuadamente, el procedimiento de la CREG dentro de su reglamentación, parten de un estudio serio y consecutivo. Sus expertos y asesores debería tomar mas en cuenta los aspectos nombrados anteriormente.


Desde nuestro punto de vista se desconoce si es o no reconocida adecuadamente la función del distribuidor, ACCE asocia empresas comercializadoras independientes, y para nosotros es insuficiente como es reconocida la función de la distribución en lo comercial dentro de la regulación.

NOTA: La regulación debería velar por los requerimientos técnicos exigidos por el distribuidor para que cuando el usuario vaya a cambiar de empresa comercializadora, los parámetros técnicos sean más flexibles y accesibles, pues obligan al usuario a una inversión exagerada limitando así al acceso a este cambio, en donde solo se afectaría en términos de lectura y barrera de entrada que impondría el distribuidor a los comercializadores entrantes, facilitando así una competencia dinámica, beneficiando finalmente al usuario.



ANDESCO. Asociación Nacional de Empresas de Servicios Públicos Domiciliarios y Actividades inherentes.

Que fin busca la regulación en el sector de la distribución? Regular un monopolio de red en la distribución mediante el establecimiento de reglas y medidas encaminadas a reconocer a las distribuidoras costos eficientes, costos AOM, y una rentabilidad comparable con actividades similares dentro de las Leyes 142 y 143.

Que aspectos de la regulación han funcionado dentro del sector de la distribución? Aunque con limitaciones a funcionado, en aspectos como la centralización del despacho y la operación del Sistema Interconectado Nacional SIN en su Centro Nacional de Despacho CND y el Centro Nacional de Operación CNO. La regulación ha brindado el establecimiento de señales tendientes a mejorar la eficiencia y la productividad de las empresas en temas como calidad, competencia, cobertura, y en esto se ha avanzado. Se ha permitido el tener una información avanzada, memoria del sector, efectos, medidas de la capacidad de sus agentes en información institucional, roles, funciones y su labor dentro de la cadena de prestación del servicio de energía eléctrica. Hoy en día es posible ver efectos sobre las variables, financieras y comerciales de las empresas, ofreciendo así un manejo de información en beneficio de las mismas. Ha propiciado la competencia y la desregulación de los mercados; en tarifas el usuario ve los efectos de los componentes de lo que paga visualizando la estructura de la tarifa.

Que aspectos de la regulación han fallado dentro del sector de la distribución? La regulación con limitaciones a propiciado tarifas bajo una metodología que no tiene en cuenta condiciones particulares dentro de las empresas, y desconociendo determinados acotamientos de costo promedio de cargo, bajo unas condiciones socioeconómicas diferentes.



La regulación posee adversidades en la competencia regulada, pues promueve el descreme del mercado, haciendo mas costosa la tarifa a los pobres y benéfica a los ricos, afectando la calidad, pues las empresas no tienen la misma capacidad de inversión y la CREG ha permitido este efecto; la regulación exige señales de eficiencia estrictas para las empresas sin tener en cuenta la situación del país.


Reconocimiento del total de activos de la empresa, para que su beneficio – costo este acorde con sus condiciones; la empresa más eficiente y con la mejor gestión no será viable financieramente si no se le permite una vía tarifaria para reponer esos activos. Mayor valoración a gastos AOM, pues su porcentaje es bajo y es diferente este gasto en algunas empresas con respecto a otras. Revisar la fijación de metas y señales de eficiencia acordes con condiciones sociales, de pobreza, conflicto, política, y una mayor claridad a largo plazo en el desarrollo del sector. Los efectos de las tomas de posición en las intervenciones dentro de la regulación han dado mejoras, pero a las distribuidoras no les han resuelto el problema de tipo estructural en lo financiero y hay riesgo de que el sector colapse financieramente; y en esto directamente el Estado es el culpable.

La función técnica de la distribución es cubierta adecuadamente por la regulación? En general se aplica en la regulación pero en un aspecto la CREG limita técnicamente a las empresas pues para optimizar y construir sus redes, la empresa debe tener una gestión de recursos acordes con las condiciones de su región.


No del todo, la función como tal ha sido reconocida, pero existen vacíos por los problemas ya mencionados.



EEB. SA. ESP. Empresa de Energía de Bogotá.

Que fin busca la regulación en el sector de la distribución? La regulación busca que la actividad de la distribución preste un servicio de calidad y de mínimo costo al usuario, así mismo da cumplimiento en la fijación de estándares y cargos (tarifas) a los parámetros establecidos en las Leyes 142 y 143. Sin embargo lo anterior, no se ha cumplido plenamente, en perjuicio no solo de los agentes prestadores del servicio si no en ultimas del esquema del gobierno y de los usuarios.

Que aspectos de la regulación han funcionado dentro del sector de la distribución? Se ha estructurado un modelo de prestación de servicios de distribución incluyendo su remuneración, lo que ha faltado es un ajuste en la realidad del país y de las empresas. Los agentes prestadores del servicio son conscientes de las condiciones mínimas en que debe prestarlo y la remuneración en condiciones de eficiencia.

Que aspectos de la regulación han fallado dentro del sector de la distribución? Ha fallado, la parametrización y sintonía de la estructura, metodología y los estándares técnicos y financieros que se han aplicado. En la parte técnica los estándares de calidad del servicio y las penalizaciones correspondientes son difícilmente cumplibles por la mayoría de empresas distribuidoras, por la carencia de recursos financieros y la inadecuada gestión de las mismas. Hoy en día cerca de trece electrificadoras tienen grandes dificultades de gestión y viabilidad lo que sumado a la obsolencia de su infraestructura por tiempo de servicio o envejecimiento prematuro, por ausencia de mantenimiento, conlleva a no tener la capacidad ni de cumplir los indicadores y ni de medirlos adecuadamente. La remuneración de los activos, esta en contra de las empresas puesto que en la discretización de las unidades constructivas que reconoce la CREG, consideran que la unidad constructiva de una empresa que no este en las definidas por la CREG se debe asimilar a la inferior; (Capacidad). La remuneración de infraestructura que exija el municipio respectivo hoy en día no se reconoce como en el caso de la subterranización.



Los AOM están acotados con una remuneración que no reconoce costos eficientes sino un valor determinado sobre un valor de porcentaje de los activos, sin verificar las condiciones eficientes en Colombia. La remuneración de la subtransmisión y del nivel I, parte de una supuesta ineficiencia; que no tiene en cuenta que hay una infraestructura existente desarrollada bajo criterios técnicos diferentes y que según la CREG con la regulación se remunera parcialmente sin contar los costos.


Lo más importante es que la regulación utilizando la estructura y esquemas que ha construido, los acomode a la situación del país, es decir de las empresas distribuidoras y genere un periodo de transición hacia estándares más exigentes y prácticas eficientes en un horizonte por lo menos de tres a cinco años, buscando con ello que las empresas puedan organizarse con una buena gestión y usar su caja actual y su deudo donde sea posible para el final de ese horizonte estar en capacidad de responder a esos estándares hoy no cumplibles. La regulación no debe estar polarizada, especialmente en que los cargos (tarifas) al usuario final no suban y si más bien generar transición para agentes y usuarios en la tarifa reconocida y pagada, con un margen de espera para que los agentes adecuen sus recursos e infraestructura y pueda dar respuesta a las inquietudes de los usuarios más adelante. La regulación debe escuchar un poco más a los agentes y cumplir además los periodos tarifarios correspondientes que hoy no cumple. Debe llevar una señal clara a los usuarios en que el servicio tiene un costo y la calidad del mismo esta relacionado con este. Lo mas complicado es que el usuario quiera que se congelen las tarifas y una creciente mejor calidad en el servicio, esto terminará estrangulando a las empresas haciéndolas no viables, haciendo a los agentes interesados en esta actividad y que el Estado asuma esta función sin tener los recursos o deteriorando los de otros sectores prioritarios.

La función técnica de la distribución es cubierta adecuadamente por la regulación? Bajo los efectos nombrados anteriormente los cubre parcialmente pues el criterio técnico de la regulación se centra en aspectos operativos y de ingeniería de las empresas, ligada al aspecto financiero.




Sería totalmente reconocida si los aspectos anteriormente mencionados fueran tomados en cuenta en las disposiciones acometidas por la CREG.

CODENSA SA. ESP.

Que fin busca la regulación en el sector de la distribución? Dado que el servicio de energía eléctrica se considera un monopolio natural, la regulación debe asegurar una adecuada remuneración a las empresas distribuidoras que prestan dicho servicio con el fin de que estas empresas tengan incentivos para realizar inversiones y garantizar un buen servicio de energía eléctrica, tanto a los usuarios existentes como los futuros. Debe asegurar un adecuado equilibrio entre la minimización del costo del servicio a usuarios en corto plazo con las señales adecuadas para que las empresas aseguren las inversiones a largo plazo.

Que aspectos de la regulación han funcionado dentro del sector de la distribución? Si se compara con la situación que se presentaba en 1997 (Resolución CREG 099 de 1997), Metodología para determinar los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y/o Distribución Local, el avance esta relacionado con la experiencia de una metodología conocida que remunera el servicio de energía eléctrica y el conocimiento de los elementos que se tienen en cuenta para efectuarla.

Que aspectos de la regulación han fallado dentro del sector de la distribución? No obstante lo que ha funcionado dentro de la regulación de la distribución, una de las características fundamentales de las inversiones en los servicios públicos para que cumplan con la calidad de prestación exigida por la regulación es que son elevadas y por lo tanto su recuperación debe garantizarse en el largo plazo.



Esta es una clara falla de la regulación de la distribución puesto que los cambios introducidos en el 2002 para la metodología para los próximos 5 años introdujeron incertidumbre sobre la remuneración de la inversión; pues se presentaron grandes cambios entre dichas metodologías (Res 099 de 97 y Res. 082 de 2002).


La CREG debe propiciar condiciones que incentiven la inversión, y garantice la estabilidad de las empresas distribuidoras, pues existe una gran incertidumbre para invertir; se deben dar las condiciones para que no se vean frenadas las inversiones, ya que no hay garantías para que en el próximo periodo se invierta en redes cuya vida útil supera los 15 años. CODENSA critica a la CREG la metodología actual pues califica de ineficiente sus redes en media tensión (Nivel de Tensión II), parte importante de la red de media es subterránea, no por disposición de la empresa sino por condiciones municipales y exógenas, y la regulación no toma en cuenta estas condiciones y se subremunera esta inversión. En baja tensión (Nivel de Tensión I), el problema de fondo es que la resolución 082 de 2002 mas que una meta, fija unos valores sin que se diga como se calcularon estos valores, y lo mas grave no da confianza como se va ha remunerar estas inversiones en el futuro.

La función técnica de la distribución es cubierta adecuadamente por la regulación? Los aspectos técnicos y de seguridad en el servicio de energía eléctrica, tales como distancias de seguridad, elementos, equipos, especificaciones de obras, longitud de redes, deben ser tenidas en cuenta en el momento en el que se va ha determinar como se va ha remunerar el servicio, no se afirma que se desconozca por completo los fundamentos técnicos, pero en la regulación se establecen unos limites en los gastos de AOM (Administración Operación y Mantenimiento) en el que no es claro que se garantice que las empresas tengan recursos para mantener las redes tal como lo indica la misma regulación en sus estándares de calidad en la prestación del servicio. En esto las empresas le han demostrado a la CREG que los gastos AOM son menores a los requeridos para prestar un buen servicio de energía eléctrica a los usuarios tal como la CREG lo exige, y esto es u8na falla importante por parte de la regulación. Esta subremuneración causa que algunas empresas, limiten las labores de mantenimiento de las redes con el consiguiente impacto que reciben los usuarios, esto es contraproducente para las dos partes, (usuarios y empresas).




No es reconocida adecuadamente, pues es preocupante las señales a futuro y es grande la incertidumbre introducida en la remuneración de las inversiones y la subremuneración de los gastos AOM dentro de la regulación para los sistemas de distribución, ya que necesariamente impactara en la calidad del servicio que recibirán los usuarios en el futuro. Lamentablemente en el país hasta que no suceda una crisis en la prestación del servicio de energía eléctrica, no será previsible que se tomen los correctivos necesarios para garantizar la prestación del servicio en el futuro.

GRUPO UNION FENOSA. ELECTROCOSTA.

Que fin busca la regulación en el sector de la distribución? El negocio de la distribución es un monopolio natural y como monopolio natural requiere ser regulado, el distribuidor tiende ha tratar de extraer lo máximo al consumidor, por ello el regulador busca evitar esto y busca definir precios, y remunerar de manera justa a las empresas así como de dar tarifas justas por el servicio de energía eléctrica con una calidad al usuario, (retribuir razonablemente).


En términos generales ha funcionado la concepción filosófica, que se mencionan en las Leyes, pues busca remunerar costos con una taza de retorno razonable para una supuesta eficiencia financiera y sostenibilidad económica.

Que aspectos de la regulación han fallado dentro del sector de la distribución? Han fallado:

Con respecto a los criterios de eficiencia la CREG no ha entendido que los parámetros con los que elabora estos criterios no son razonables.



Los gastos de Administración, Operación y Mantenimiento AOM, no presenta la claridad que merece este aspecto dentro de la regulación.

El porcentaje de pérdidas mínimas exigido por la CREG se sale de lo razonable a la situación colombiana, pues existen parámetros diferentas para cada empresa.

No se ha tenido en cuenta la realidad de la distribución en las distintas regiones del país, pues se tienen características de extensión territorial, de dispersión de usuarios y de mercados concentrados de distinto orden.

Que hace falta dentro de la regulación para que la distribución no se encuentre

limitada hacia una labor eficiente? Algo grave es que la CREG no reconoce que la regulación tiene fallas, y sus miembros deben tener la experiencia y especialización considerable para estimar sus reglamentos y resoluciones; a esto se llega que las señales que se elaboren deben ser fijadas bajo una lógica razonable y a largo plazo, pues no existe la estabilidad si cambian cada cinco años. La CREG debe tener mas dialogo con el sector en general y la industria.

La función técnica de la distribución es cubierta adecuadamente por la regulación?

En general esta bien, pero existe una falla que involucra el caso en el cual no se ha establecido una clara relación entre la calidad con la remuneración, pues el índice de calidad que nombra la CREG no se relaciona con la tarifa que se debe imponer de manera justa tanto para distribuidores como para usuarios.


La remuneración que se le da al distribuidor no es la apropiada pues ésta no reconoce las particularidades que exige la empresa para tener bien relacionada la calidad en la prestación del servicio con dicha remuneración.



ACIEM. Asociación Colombiana de Ingenieros.

Que fin busca la regulación en el sector de la distribución? Dentro de la regulación existe una diferencia entre lo que busca y lo que hace, según la Ley 142 y 143 existen unos principios que establecen que el sector dejaría de ser un negocio monopólico, así se creo la CREG, pero para abrir ese monopolio e invirtiera el privado, deberían existir reglas claras de juego para vigilar independientemente, controlar y fijar tarifas de manera justa, basado en los dos principios fundamentales que la Ley promueve:

Sostenibilidad financiera y

Eficiencia económica. La regulación debe ir enfocado a lo económico, para que brinde posibilidades claras para un mercado competitivo, pero el regulador se va por lo político, da reglas que no van para que exista competencia, y el negocio de la distribución no se ha privatizado, pues el Estado sabia que era el talón de Aquiles dentro de la cadena de prestación del servicio de energía. La separación de distribución y comercialización no es sostenible a largo plazo, pues la distribución es un monopolio natural. No hay capacidad técnica dentro de la CREG y para darle viabilidad no solo al negocio de la distribución sino al sector en general, debe haber un divorcio entre lo político y lo regulatorio, pero mientras la CREG se base en términos políticos la regulación siempre será cuestionada.

Que aspectos de la regulación han funcionado dentro del sector de la distribución? Dentro de la estructura regulatoria se han obligado a las empresas ha ser organizadas, a tener un manejo económico, se ha estimulado a un ordenamiento en la actividad, los ingresos de las empresas se llevan de forma clara, balancean y ajustan sus compras y ventas, (flujo de caja), sin embargo el distribuidor ha estado expuesto ha competencias con empresas poderosas y a la irresponsabilidad del mayor accionista en este negocio el Estado.

Que aspectos de la regulación han fallado dentro del sector de la distribución? No existen las posibilidades claras para que el mercado sea competitivo, la regulación para que técnicamente sea eficiente deberá enfocarse a lo económico, las condiciones de mercado son diferentes para cada empresa existiendo un juego desleal entre estas; este



problema diferencial en las empresas es un dilema pues está obligado a rebajar pérdidas del 36% al 16% y esto no es posible sin inversión; las tarifas están elaboradas bajo una metodología en donde existe el supuesto de que todas las empresas son eficientes y la realidad dice lo contrario. Las unidades constructivas dadas por la CREG han sido amarradas comparadas con la realidad, limitando así técnicamente propuestas para ofrecer una mayor calidad en las redes y optimización de costos, esta metodología es cuestionable.


El Estado debe definir que hacer con estas empresas distribuidoras, pues ya que no reconoce su situación deberá venderlas o capitalizarlas, dando a la distribución no solo un cambio técnico sino también social, pues la regulación debe minimizarse de manera lógica e independiente para que exista una verdadera Ley de competencia, bajo un periodo de transición apropiado. El Estado debe buscar recursos para la distribución. El Estado tiene que dejar de tener tantos enredos; dejar de ser juez y parte en todo. Es muy difícil manejar un sector como el de la distribución, en donde el Gobierno está sentado en las Juntas Directivas de las empresas y al mismo tiempo está tomando decisiones regulatorias, aun de tipo fiscal. Para resolver esta situación, la única manera es sacar al gobierno de todas las actividades industriales y que haga su papel de regulador aparte.

La función técnica de la distribución es cubierta adecuadamente por la regulación? La parte técnica va definida a vías y áreas de influencia en torno a la inversión para crear y mantener las redes eléctricas; ya que la realidad del mercado es la que da la pauta, para que esta función técnica de la distribución esté de la mano con una regulación justa y bien remunerada.


No es reconocida adecuadamente, pues lo que se valora en las empresas distribuidoras es la capacidad y disposición de pago de los usuarios por un buen servicio de energía eléctrica, ser económicamente sostenibles y eficientes pero las condiciones que promulga la CREG no son las que las distribuidoras esperan para que esto sea viable, llevándolas a situaciones críticas.



UNISALLE.

Que fin busca la regulación en el sector de la distribución?

Como principal fin, la regulación busca remunerar adecuadamente a las empresas de distribución manteniendo tarifas bajas dentro de un esquema de sana competencia dentro del sector de energía eléctrica.

Que aspectos de la regulación han funcionado dentro del sector de la distribución? Es difícil enumerar estos aspectos, pues se ha tratado de llevar al sector eléctrico en general a unas condiciones manejables en un momento en donde se presentaban reformas en diversos sectores y en donde el sector energético no podría estar ausente a este cambio como eje primordial en el desarrollo del país; se reglamentó y se tomaron reglas de juego para un mercado “confiable”, pero al parecer se espera un proceso de cambio para que el fin de la regulación de la energía en general sea la esperada.

Que aspectos de la regulación han fallado dentro del sector de la distribución? Dentro de los aspectos que han fallado dentro de la regulación de energía eléctrica, cobijando la distribución, son de que el Gobierno hace parte directa de la CREG y debería ser independiente, pues este factor ha acarreado que razones personales y políticas afecten la regulación y por ende los miembros de la CREG no puedan realizar una labor independiente de factores disociadores dentro de su actividad. Se deberían de comprometer más con la función de regular apropiadamente las tarifas, y dejar a un lado temas que no son competencia de la CREG pues lo que ha generado es una sobreregulación, desmeritando labores que otras instituciones deben tratar. La regulación participa en el tema técnico y no tiene porque hacerlo, hay variables más importantes que la regulación si debiese contemplar.


Existen variables dentro de la regulación que someten a lineamientos injustos para las empresas distribuidoras, dentro de un mercado inherentemente monopólico en donde no



considera limitantes de origen social y cultural del país, la CREG debe ajustar ese esquema (desregular) para que la competencia sea mayor y a la vez justa y limitada a circunstancias propias de las características de Colombia.

La función técnica de la distribución es cubierta adecuadamente por la regulación? La regulación no ha contemplado completamente esta función pues se ha centrado en indicadores técnicos, y debe tener mas en cuenta condiciones técnicas propias de nuestro sistema eléctrico, pues existen variables de distinto orden por sistema a llevar energía eléctrica, como por ejemplo factores geográficos, de demanda, de capacidad de expansión, de calidad que en casos de zonas no pobladas; pues para las empresas no les es rentable el expandir o mejorar estas redes por situación financiera. De esta forma la compensación para las empresas de realizar estas inversiones es bajo pues para estas es menos costoso no expandir sus redes a expandirse o implantar calidad, y la regulación debería subir esta compensación para mejorar la prestación y cobertura del servicio de energía eléctrica. Para las empresas distribuidoras es difícil considerar costos de inversión inicial pues la situación tanto de las empresas como la del país no presenta condiciones que estimulen a mejorar la calidad de las redes de distribución.


La función del distribuidor no es reconocida bajo este esquema, pues la CREG esta limitada y no posee la objetividad que requiere la regulación para amparar correctamente a las empresas distribuidoras, pues parece que se benefician a las empresas verticalmente integradas que poseen características favorables como las de cargas concentradas, alto índice de demanda etc.

ANDI. Asociación Nacional de Industriales.

Que fin busca la regulación en el sector de la distribución? Regular las tarifas de las redes eléctricas, en términos de calidad y eficiencia.



Que aspectos de la regulación han funcionado dentro del sector de la distribución? Ha estructurado dentro de las empresas del sector unas responsabilidades, obligaciones, en términos de calidad, con criterios tarifarios regulados de manera justa, aunque no se han reconocido particularidades de algunas empresas, pero en empresas como CODENSA, EPM y EPSA se ha dado buenos resultados, pues sus indicadores de gestión son organizados, y funciona la regulación siempre y cuando su situación, ya que al respecto en cada empresa surgen un sin número de variables que la regulación no tiene en cuenta.

Que aspectos de la regulación han fallado dentro del sector de la distribución? La regulación ha fallado en diferenciar particularidades propias de cada empresa en donde existen variables, como geográficas, políticas, sociales; por ejemplo las pérdidas varían geográficamente, y la CREG apenas reconoció lo urbano y lo rural.


La CREG debe tener en cuenta las particularidades de las empresas. Debe estimular una buena gestión de las empresas para que exista una inversión en las mismas. La CREG se ha demorado en publicar sus cargos y resoluciones, excusándose en que las empresas no han dado la información exigida, y esto no es excusa, pues debe tener previsión en este aspecto. Junto con estos problemas entre regulador y regulado, las empresas se cuelgan por falta de inversión para ampliar sus redes, decreciendo la calidad del servicio y su cobertura, dando pie a deficientes indicadores de gestión y un alto índice de desempleados.

La función técnica de la distribución es cubierta adecuadamente por la regulación? La regulación cubre correctamente lo técnico tanto en cuestión de calidad como en tarifas; aunque le falta tener en cuenta las particularidades regionales




La función del distribuidor es bien reconocida, ha valorado adecuadamente la regulación en lo urbano, dando una taza de rentabilidad buena. El negocio de la distribución es muy bueno y competitivo, y esta mas que bien retribuido por la regulación, es alta la tasa de retorno que es del orden del 16%, y la distribución corre apenas con dos riesgos:

Con una mínima demanda, surgen pocos costos así las empresas tienden a no crecer y financieramente se perjudican.

En su cartera, puede crecer si no pagan cargos aprobados, por casos como cultura de no pago, razones políticas, ( como en el nivel oficial).

NOTA: El usuario debe ser parte importante en la cadena de prestación del servicio, y debe estar mas involucrado en las decisiones, como?:

No participando en la CREG, pero si existiendo una independencia por parte de los expertos, para que dentro de la regulación se tengan decisiones equilibradas.

Podemos participar dentro de la CREG, con comités asesores de participación.

Dentro de la transmisión se participo con los CAP, Comités de Asesores de Planeamiento en donde hubo espacio para actuar, y esto ha servido en planes de expansión y transmisión para optimizar los servicios y los costos.

Deben permitir que amplíen los proyectos de solución para los usuarios, para una mayor información, en donde puedan opinar todos, citar audiencias públicas, para pequeñas y medianas empresa, el comercializador no representa al usuario, a las empresas del sector solo les interesa comprar y vender.



SINTRAELECOL. Sindicato de trabajadores de empresas eléctricas de Colombia.

Que fin busca la regulación en el sector de la distribución? El propósito de la regulación, es crear la estructura y condiciones dentro del mercado del sector eléctrico para que el negocio de la electricidad sea rentable para todos los componentes de la cadena de prestación del servicio de energía eléctrica.

Que aspectos de la regulación han funcionado dentro del sector de la distribución? Le regulación de Colombia está elaborada bajo parámetros muy complejos, en donde su equipo técnico en la realización de la misma dentro de la CREG, considera aspectos muy alejados de la realidad del país; se valora la intención de dar una vigilancia y control del sector pero la regulación se enmarca con semejanza al estilo británico, y dicho marco no es acorde a la realidad del país, pues la condición del mercado es diferente, promoviendo una crisis estructural del modelo operativo reflejado en el negocio de la electricidad, afectando cada agente del sector incluyendo las empresas distribuidoras.

Que aspectos de la regulación han fallado dentro del sector de la distribución? El esquema regulatorio establecido por la CREG contradice los postulados filosóficos de las Leyes 142 y 143, en la actualidad la demanda de electricidad es cubierta por 57 agentes comercializadores, 35 generadores y 31 distribuidores, y la demanda de energía que tiene el país hoy es la que requería el país hace una década, luego este desequilibrio entre demanda y oferta impacta el mercado mayorista de energía haciendo muy volátil los precios del KW/h; evidenciando también la falta de desarrollo de la Nación. Analizando la composición del mercado, en la actualidad la demanda de electricidad es cubierta por 57 agentes comercializadores, 35 generadores y 31 distribuidores, la transmisión está dominada 80% por Interconexión Eléctrica S.A. ISA, controlada por el Estado. El grado de integración vertical en la distribución y la generación es importante pues tanto en Bogotá D.C., Medellín, y Valle del Cauca, son atendidas por empresas verticalmente integradas. Con excepción de las empresas públicas de Medellín (EPM), de EPSA que sirve al departamento del Valle del Cauca excluyendo Cali y de CODENSA que sirve a Bogotá, y 94 municipios aledaños, las demás empresas se encuentran en bancarrota, pese a que estas



cubren el 36% de la población total del país y cuyas ventas representan el 18% de la demanda total. Es el caso de las distribuidoras y comercializadoras estatales. La cartera morosa total de las distribuidoras y comercializadoras estatales a finales de 2000 ascendía a 306.000 millones de pesos de los cuales la mitad corresponde a entidades oficiales, causando desfase en los flujos de caja que colapsan la cadena. Esto amenaza la solvencia del mercado mayorista MEM. Los diferentes agentes del sector se manifiestan contrariados por la inseguridad jurídica de los organismos reguladores y de control que intervienen de manera directa un mercado que fue concebido según los alcances de la Ley para regirse por las reglas de libre mercado. De otra parte la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios SSPD, se convierte en el punto más débil del esquema, esto es reconocido por la totalidad de agentes, hasta la fecha ha sido pobre su desempeño en los procesos de intervención y escandalosa su gestión en las empresas intervenidas, se dedica a liquidar y no vigila condiciones como las posiciones dominantes del mercado, dando un régimen monopólico, legislando a favor de empresas multinacionales y desfavoreciendo empresas nacionales, afectando también el sector laboral del sistema; monopolizando no solo la economía del sector sino actividades directas e indirectas prioritarias del país.


Crear un régimen transitorio, un proyecto de Ley para solucionar esta regulación y que el Estado se sensibilice y vea y asuma la operación de empresas y una política de subsidio agresiva, fundamentándose en principios sociales y técnicos. Dentro de la CREG debería existir una veeduría social, capaz de dar unas condiciones políticas para que el hueco fiscal que posee el Estado afecte decisiones de la CREG. Junto con el congreso, se está promoviendo un Gran Foro Nacional para promover un proyecto de Ley en donde se creen espacios de interlocución entre la sociedad, agentes económicos, Gobierno y el Congreso de la República, para impulsar un modelo de desarrollo del sector eléctrico que contemple las siguientes variables:

Una política general del Estado que posibilite la viabilidad financiera y social del sector eléctrico.



Una regulación transitoria que refleje las condiciones económicas y de conflicto armado que padece el país.

Procurar empresas integradas que posibiliten economías de escala.

Definir un proyecto de iniciativa parlamentaria con respaldo Nacional que sería

discutido en un Gran Foro Nacional de cara al país.

La función técnica de la distribución es cubierta adecuadamente por la regulación? La función técnica no es cubierta por la regulación, pues existen variables que en el despacho de energía, en costos y en mejoras de precios ni las tienen en cuenta ni existen, dando muy pocas garantías para invertir, creando una cartera morosa alta, dando a que técnicamente sea imposible reducir pérdidas (técnicas y no técnicas) pues el porcentaje reconocido por la CREG es inalcanzable e irrecuperable. Las Empresas requieren por parte de la regulación metodologías claras, lógicas y justas; dentro del sector hay complejidades que requieren grandes inversiones que no poseen y aparte les han bajado la remuneración en AOM y afecta aun más la calidad.


Le será reconocida adecuadamente su labor si se empiezan ha generar estos cambios regulatorios prontamente pues de seguir así se presentará un colapso financiero en el sector que conduciría a un nuevo apagón en el país.

CONSUMIDORES COLOMBIA.

Que fin busca la regulación en el sector de la distribución? Facilitar la interconexión entre la fuente o fuentes (generación) y el consumidor o usuario final, ya sea este residencial, comercial o industrial; facilitando así la fase del servicio de energía eléctrica comprendido por la complementación de los Sistemas de Transmisión Regional (STR) y los Sistemas de Distribución Local (SDL) que sirve para crear una red que permita la fácil circulación de la energía entre regiones apartadas geográficamente.



Que aspectos de la regulación han funcionado dentro del sector de la distribución? Aunque con limitaciones grandes desde el punto de vista geográfico, a propiciado la expansión y los niveles de cobertura que anteriormente se encontraban absolutamente desprovistos del servicio.

Que aspectos de la regulación han fallado dentro del sector de la distribución? Existen falencias en cuanto a expansión eficiente y económica. Igualmente se han presentado demoras graves en la creación de áreas de concesión que permitan la ampliación de la cobertura en zonas alejadas del centro del país y, especialmente, en las menos pobladas.


Fundamentalmente dos aspectos: la exigencia de cumplimiento de los Planes de Expansión y la primacía de la suficiencia financiera respecto de la eficiencia económica.

La función técnica de la distribución es cubierta adecuadamente por la regulación? No, es insuficiente. Fundamentalmente debido a que a pesar de que el regulador tiene abundante información ésta no es siempre confiable dado que su fuente es, esencialmente, la de la industria, lo cual reduce las posibilidades de contrastar la teoría regulatoria con las prácticas empresariales.


No existe en nuestra organización información suficiente, completa, independiente y confiable que nos permita objetivamente emitir un juicio al respecto. NOTA: Por no ser exactamente objeto del trabajo y, por tanto de la consulta elevada a nuestra organización, no emitimos conceptos respecto de la contradicción real entre suficiencia financiera y eficiencia económica y sus implicaciones respecto de los



costos de generación, transmisión, distribución y comercialización y su consecuente reflejo en las tarifas. Tema que consideramos de la mayor relevancia. Igualmente no emitimos opinión relacionada con el fenómeno de los “comercializadores puros” frente a los distribuidores / comercializadores por no existir consenso entre los asesores de nuestra organización.

CONFEDERACIÓN COLOMBIANA DE CONSUMIDORES. Por parte de la confederación no hay una política clara de reconocimiento de la regulación dentro de la cadena de prestación del servicio de energía eléctrica, como representante de los usuarios. Su labor es netamente social y va enfocada al derecho de los usuarios frente a quejas que tienen con la empresa comercializadora respectiva. Acusan la falta de herramientas en la confederación para participar dentro de los agentes del sector, pues su participación es nula, y desconocen aspectos regulatorios dentro del sector. Se refieren a razones políticas y económicas que son las causantes de esta relegación por parte del Estado hacia esta organización sin ánimo de lucro. El actual presidente de la confederación Sr. Ariel Armel Arenas, reconoce que como usuario debe participar activamente dentro de la toma de decisiones en la regulación, tiene voz pero no voto.

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Evaluacion de la teoría regulatoria de la distribución en