SUPERVISIÓN Y FISCALIZACIÓN DEL
SUBSECTOR ELECTRICIDAD
Ing. Leonidas Sayas Poma
Gerencia de Fiscalización Eléctrica
Funciones de la
Gerencia de Fiscalización Eléctrica (GFE)
Supervisar y fiscalizar a las entidades del
subsector electricidad, el cumplimiento de
las normas técnicas y legales, velando por la
calidad y seguridad del servicio eléctrico a los
usuarios
y
cautelando
la
adecuada
conservación del medio ambiente.
2
Cronología de las Reforma del Marco Regulatorio Peru
Evolución de la Supervisión de la calidad del servicio Eléctrico
dentro del marco normativo peruano
NO HAY
SUPERVISIÓN –
NO EXISTE
MARGO LEGAL
DEL SECTOR
SUPERVISA Y
FISCALIZA EL
ESTADO A TRAVÉS
DE SU MINISTERIO
DE FOMENTO
CON PROCEDMIENTOS DE SUPERVISIÓN
Ley para asegurar el
desarrollo eficiente
de la generación
eléctrica
Ley de
Electrificación
Rural
Ley que
Crea
OSINERG
Ley General
de
Electricidad
Ley de los
Servicios
Eléctricos
Nacionales
SIN
PROCEDMIENTOS
DE SUPERVISIÓN
Ley de
Concesiones
Eléctricas
Ley que
Nacionalizó
el Sector
Eléctrico
Ley de la
Industria
Eléctrica
SUPERVISA Y FISCALIZA OSINERGMIN
SUPERVISA Y
FISCALIZA EL
MEM - DGE
1956
1962
Reglamentos
de la Ley de
desarrollo
Eficiente
Normas
Técnicas
de
Calidad
1972
1982
1992
1996
-
1997
-
Reglamentos
de la Ley
electrificación
Rural
Perú
Eléctrico
1886
Perú Futuro
2004
2006
2007
PERSPECTIVAS DE
SUPERVISIÓN:
Sistema de inteligencia
de negocios
Smart grid (Redes
Inteligentes) aplicados
a la supervisión
Supervisión
Georeferenciada
Sistema de
Información e
Integración de
indicadores
2010
Principales Intereses de los Usuarios
Seguridad en Zonas
de Afluencia de
Público
Seguridad en
Instalaciones
Eléctricas
Públicas
Atención oportuna
de Reclamos Técnicos y
Comerciales
Mejor trato
de las
concesionarias
Principales
intereses de los
Usuarios
Menos
Interrupciones
Reposición rápida
del Servicio
interrumpido
Facturación y
Medición
confiable
Alumbrado Público
en buen estado
Que la tensión
No Varíe
4
Instalaciones Eléctricas Supervisadas
COMERCIALIZACIÓN
5
PARQUE ELÉCTRICO PERUANO
Nº Empresas
Unidades de
Generación
Subestaciones
Generadores SEIN
45
183
61
Transmisores
12
Distribuidores
20
176
54,068
Autoproductores
290
1,052
578
Municipios
235
235
235
Totales
602
595,052
928,068
Parque de Instalaciones
6
PARQUE ELÉCTRICO PERUANO
Parque de Instalaciones
Unidades
Cantidad
Km
19,340
Postes/Estructuras de AT/MAT
Unidad
49,914
Medidores de Electricidad
Unidad
4'616,235
Alumbrado Público
Unidad
1'339,494
Km
48,008
Unidad
365,636
Km
98,859
Unidad
1'716,803
Líneas AT / MAT
Redes MT
Estructuras de MT
Redes BT
Estructuras BT
AT/ MAT: Alta Tensión y Muy Alta tensión ( Niveles de tensión ≥30kV)
MT: Media tensión, BT: Baja tensión
7
CENTRALES ELÉCTRICAS
MAYORES A 20 MW
LINEAS DE TRANSMISIÓN
ELÉCTRICA > 30 kV
ÁREAS DE DISTRIBUCIÓN
ELÉCTRICA CON CONCESIÓN
¿Cómo se supervisa?






Con procedimientos de supervisión por resultados, mediante
indicadores de desempeño.
En base a reportes generados por las concesionarias, según lo
especificado en cada procedimiento.
Control por muestreo estadístico y con bajos costos de
supervisión.
Verificando que las concesionarias implementen y operen sus
instalaciones cumpliendo con las normas técnicas
Estableciendo y aplicando sanciones disuasivas en base a costos
evitados.
Retroalimentando la supervisión en base a encuestas sobre la
percepción de la calidad del servicio.
11
Esquema de Supervisión
ENTE REGULADOR
OSINERGMIN
GERENCIA DE
FISCALIZACION
ELÉCTRICA
PROCESO DE
SUPERVISIÓN
EMPRESAS
SUPERVISORAS
EMPRESA
CONCESINARIAS
SUPERVISADAS
USUARIOS
APORTA
INFORMACIÓN
APLICA PROCEDIMIENTO
(muestreo aleatorio)
APORTA
INFORMACIÓN
(según norma)
PROCESA
RESULTADOS
EJECUTA
PROGRAMAS DE
MANTENIMIENTO
SI
¿CUMPLE
TOLERANCIAS?
FIN
EJECUTA
CORRECCIONES
SATISFACCIÓN
DEL USUARIO
NO
SANCIONA
PAGO DE MULTA
12
Procedimientos de supervisión y fiscalización para atender los intereses
de los usuarios
A la fecha la GFE cuenta con 21 procedimientos
1.- Alumbrado Público
8.- Servidumbre en transmisión
15.- Supervisión de la NTCSE compensaciones.
2.- Contraste de Medidores
9.- Generación en sistemas
aislados
16.- Contribuciones reembolsables
3.- Seguridad Pública en redes de
distribución
10.- Cortes y reconexiones
17.-Sup. Rechazo Automático de
carga y Generación
11.- Disponibilidad en SEIN
18.-Reintegros y recuperos
12.- Performance en Transmisión
19.-Paralización de actividades por
riesgo
4.- Uso y acceso libre a redes
(Transmisión y Distribución )
5.- Operación de sistemas
eléctricos
6.- Facturación, cobranza y
atención.
7.- Fuerza mayor
13.- Supervisión de seguridad y
salud en el trabajo.
14.- Mantenimiento del COES
20.- Multas y sanciones
21.-Supervisión de la Calidad de la
Atención Telefónica de las
Empresas de Distribución
Eléctrica
13
19 procedimientos tienen certificación ISO 9001:2008 a setiembre 2011
Supervisión Calidad del Servicio
AREA/
OBJETIVOS
METODOLOGIA PARA
EMPRESAS (OBLIGACIONES)
PROCEDIMIENTO DE
SUPERVISION
SANCIONES/COMPENSACIONES
Prestar servicio de alumbrado
público y mantener instalaciones
Atender oportunamente quejas de
los usuarios
Supervisión del funcionamiento del
parque de alumbrado público basado
en muestras estadísticas
representativas. Establecimiento de
tolerancias admisibles y actividades
de supervisión (Resolución 078-2007OS/CD)
Aplicación de sanción
administrativa por excederse de
los límites de deficiencias
admitidas en el procedimiento.
Evaluación semestral
CONTRASTE DE
MEDIDORES
(Calidad
Comercial)
Contrastar a solicitud del usuario.
Contrastar anualmente el 10% del
parque de medidores. Suministrar
a OSINERGMIN información de su
programa
Verifica la ejecución de los contrastes
a los medidores por parte de las
concesionarias. Supervisa la
realización de los contrastes en base
a un muestreo estadístico del
programa de medidores a contrastar
(Resolución 680-2008-OS/CD)
Aplicación de sanción
administrativa por
incumplimiento de
Contrastación.
Procedimiento establece
evaluación semestral
SEGURIDAD
PUBLICA EN
REDES DE
DISTRIBUCION
(Calidad de
Suministro)
Conservar y mantener las redes e
instalaciones cumpliendo las
distancias y normas de seguridad
Reportar periódicamente a
OSINERGMIN información relativa
a instalaciones de alto riesgo y
riesgo moderado
Se supervisa instalaciones de media
tensión, baja tensión y conexiones
eléctricas por seguridad pública,
mediante muestras aleatorias e
indicadores de deficiencias
establecidos.
(Resolución 228-2009-OS/CD
(Nuevo)
Aplicación de multas
administrativas cuando no se
subsanan deficiencias según
metas y tolerancias establecidas
ALUMBRADO
PUBLICO
(Calidad de AP)
Procedimientos de Supervisión
Generación
Distribución y
Comercialización
Otros
Transmisión
19 Procedimientos de
supervisión y Fiscalización
recibieron la Certificación
ISO 9001:2008
A diciembre de 2010
ISO 9001:2008
15
ALGUNOS RESULTADOS DE
SUPERVISIÓN
% DE LÁMPARAS DEFICIENTES (NACIONAL): SEMESTRAL
% de Lamparas deficientes (Nacional)
14%
12%
Datos actualizados al 2011-08-31 sujetos a
modificación por parte del OSINERGMIN por revisión o
tras la evaluación de potenciales descargos de las
concesionarias. Los valores mostrados para el
%Deficiencia para el primer semestre del 2011
corresponden al promedio ponderado de resultados en
zonas urbanas y zonas rurales
Inicio de
aplicación del
procedimiento.
11.81%
11.08%
Tolerancia 2004:
3%
10%
8%
Tolerancia a
partir del 2006:
2.0%
Tolerancia a
partir del 2011:
1.8%
6%
5.10%
Tolerancia 2005:
2.5%
4%
Tolerancia a
partir del 2010:
1.9%
3.50%
1.91%
2.04%
2%
1.61% 1.71% 2.01% 2.17% 1.69% 1.59% 1.41% 1.44%
1.51% 1.39%
1.22%
2011 II Sem
2011 I Sem
2010 II Sem
2010 I Sem
2009 II Sem
2009 I Sem
2008 II Sem
2008 I Sem
2007 II Sem
2007 I Sem
2006 II Sem
2006 I Sem
2005 II Sem
2005 I Sem
2004 II Sem
2004 I Sem
2003
2002
0%
% DE LÁMPARAS DEFICIENTES POR EMPRESA
% DE LÁMPARAS DEFICIENTES/EMPRESA
6.0%
Datos actualizados al 2011-08-31 sujetos a modificación por parte del
OSINERGMIN por revisión o tras la evaluación de potenciales descargos de las
concesionarias. Los valores mostrados para el %Deficiencia para el primer
semestre del 2011 corresponden al promedio ponderado de resultados en
zonas urbanas y zonas rurales
5.0%
4.0%
3.0%
2.0%
Tolerancia 2011 :
1.8%
1.0%
0.0%
I Sem 2008
II Sem 2008
I Sem 2009
II Sem 2009
II Sem 2010
I Sem 2011
II Sem 2011
% Tolerancia
I Sem 2010
% DE LÁMPARAS DEFICIENTES (NACIONAL): SEMESTRAL
Inicio de
aplicación del
procedimiento.
Tolerancia 1,8 %
NÚMERO DE ACCIDENTES POR CONTACTO ELÉTRICO DEPARTAMENTO
MEDIDORES CONTRASTADOS CON EL PROCEDIMIENTO
VS % DE MEDIDORES DEFECTUOSOS - CAMPAÑA DE
PRECISIÓN DE LA MEDIDA
Medidores Contrastados con el Procedimiento vs. % de Medidores Defectuosos Campaña de Precisión de
la Medida
Periodo: 2003 - 2011
12.5%
800
12.5%
Ejecutado por las Concesionarias
% de Medidores Defectuosos Campaña de Precisión de la Medida (***)
700
Miles de Medidores Contrastados
10.0%
9.0%
600
8.0%
500
% de Medidores Contrastados que
Exceden Tolerancias
7.0%
5.4%
400
5.2%
Inicio de Fiscalización con
Procedimiento Nº 680-2008OS/CD
300
7.5%
5.5%
4.7%
5.0%
4.4%
4.0%
2.8% 3.4%
3.5%
3.5%
3.7%
200
2.5%
100
0
0.0%
2003
2004-I 2004-II 2005-I 2005-II 2006-I 2006-II 2007-I 2007-II 2008-I 2008-II 2009-I 2009-II 2010-I 2010-II 2011-I 2011-II
(1)
(2)
(1) Durante el S1-2004, se contrasto el 2.08% del parque de medidores.
El procedimiento
estableció
que adel
partir
2004 se debería
contrastar
eldel
101.0%
% del
parque
total anualmente
(2) Durante el S2-2008,
en cumplimiento
D.S. del
Nº 002-2008-EM,
se considera
el contraste
del parque
de Medidores
para evaluar(5%
del Indicador de Precisión de la Medida, a cuenta del Procedimiento Nº 005-204-OS/CD. En este sentido, la meta para el presente
semestral)
Procedimiento se reduciría a 4.0% a partir del segundo semestre del 2008.
(3)No se dispone de los resultados de la campaña de precisión de la medida correspondientes al 1er Semestre 2011.
NÚMERO DE MEDIDORES CONTRASTADOS - DEPARTAMENTO
DESVIACIÓN DEL TIEMPO DE ATENCIÓN- DEPARTAMENTO
DURACIÓN PROMEDIO DE INTERRUPCIONES (SAIDI)DEPARTAMENTO
550
529.3
SAIDI DE SISTEMAS ELÉCTRICOS CRÍTICOS- DEPARTAMENTO
450
400
350
Nota: Para el caso del ambito de
actuacion, se ha considerado los
indicadores de los sistemas
eléctricos con mayor SAIDI al 2010
Informacion SAIDI.
Enero - agosto 2011
342.9
389.1
500
SAIDI
Correspondiente a Julio
71.4
66.1
62.7
61.9
58.2
52.6
50.8
45.4
LORETO
HUANUCO
CAJAMARCA
SAN MARTIN
LAMBAYEQUE
ICA
MADRE DE DIOS
AMAZONAS
15.9
71.6
LA LIBERTAD
PUNO
75.1
PIURA
21.0
78.7
TUMBES
APURIMAC: Sist. Elect. ABANCAY RURAL.
MOQUEGUA: Sist. Elect. PUQUINA-OMATE-UBINAS.
PASCO: Sist. Elect. POZUZO. LIMA: Sist.
Elect. CHURIN. ANCASH: Sist. Elect. CHIQUIAN. JUNIN: Sist. Elect. PICHANAKI. AMAZONAS: Sist. Elect. RODRIGUEZ DE MENDOZA.
CUSCO: Sist. Elect. CHUMBIVILCAS.
LAMBAYEQUE: Sist. Elect. NIEPOS. HUANCAVELICA: Sist. Elect. HUANCAVELICA RURAL.
PIURA:
Sist. Elect. TALARA. AREQUIPA: Sist. Elect. BELLA UNION-CHALA.
TUMBES: Sist. Elect. TUMBES RURAL. HUANUCO: Sist. Elect.
HUANUCO RURAL 1. SAN MARTIN: Sist. Elect. MOYOBAMBA. UCAYALI: Sist. Elect. CAMPO VERDE. CAJAMARCA: Sist. Elect. NAMORA.
PUNO: Sist. Elect. AZANGARO. MADRE DE DIOS: Sist. Elect. PUERTO MALDONADO . LA LIBERTAD: Sist. Elect. GUADALUPE RURAL.
TACNA: Sist. Elect. TOMASIRI. LORETO: Sist. Elect. IQUITOS RURAL.
ICA: Sist. Elect. PISCO.
AYACUCHO
80.5
MOQUEGUA
APURIMAC
ANCASH
PASCO
LIMA
0
24.1
85.8
HUANCAVELICA
50
UCAYALI
92.2
107.4
CUSCO
100
TACNA
117.0
150
AREQUIPA
200
123.1
181.0
250
JUNIN
300
Departamento
TIEMPO PROMEDIO DE ATENCIÓN DE SOLICITUDES DE FUERZA
MAYOR - DEPARTAMENTO
35.0
Promedio de atención de
solicitudes de Fuerza Mayor.
30.0
TIEMPO LIMITE DE ATENCIÓN
25.0
10.0
13
10
13
10
12
9
8
10
8
7
9
9
10
10
9
9
10
11
11
UCAYALI
15.0
TUMBES
DIAS
20.0
6
5.0
TACNA
SAN MARTIN
PUNO
PIURA
PASCO
MOQUEGUA
MADRE DE DIOS
LORETO
LIMA
LAMBAYEQUE
LA LIBERTAD
JUNIN
ICA
HUANUCO
HUANCAVELICA
CUSCO
CAJAMARCA
AYACUCHO
AREQUIPA
APURIMAC
ANCASH
AMAZONAS
0.0
EVALUACIÓN DE LAS INTERRUPCIONES
DE LA REGIÓN
El origen de las interrupciones es diversa, fenómenos naturales,
errores humanos, actos vandálicos etc…..
INDICADORES DE CALIDAD DE SUMINISTRO EN LA
REGIÓN
El objetivo de un Sistema eléctrico es asegurar un nivel satisfactorio de
la prestación de los servicios eléctricos garantizando a los clientes un
suministro eléctrico de las siguientes características:
Continuo
Adecuado
Confiable
Oportuno, Calidad y Seguro
La Calidad del suministro implica cumplir con estándares mínimos de
niveles de interrupciones tanto en duración así como frecuencia.
Los indicadores de calidad de suministro pueden ser Individuales o
sistémicos.
¿CALIDAD DE SUMINISTRO ES UNA PERCEPCIÓN?
REGULADOR
Punto de vista
de la
Concesionaria
Punto de
vista de
usuario
LEYES DE LA GESTALT
Es imposible percibir
simultáneamente dos figuras
(reversibilidad)
Indicadores sistémicos que miden la calidad de suministro
(P-074-2003 y Std- IEEE- 1366-2003)
•
•
SAIFI: System Average Interruption Frecuency Index, o Frecuencia Media de Interrupción por
usuario en un periodo determinado.
SAIDI: System Average Interruption Duration Index, o Tiempo Promedio de Interrupción por
usuario en un periodo determinado.
n
SAIFI 
u
i 1
N
Donde:
n
i
,
SAIDI

t
i
i 1
N
 ui
ui: Número de usuarios afectados en cada interrupción “i”
ti: Duración de cada interrupción “i” (medido en horas)
n: Número de interrupciones en el período
N: Número de usuarios del Sistema Eléctrico al final del
período.
Estos indicadores miden el comportamiento del sistema eléctrico en su conjunto
Indicadores individuales que miden la calidad de suministro
(NTCSE y su Base Metodológica)
•
N: Numero de interrupciones por Nivel de tensión
•
D: Duración de las interrupciones por nivel de tensión
Estos indicadores sirven para compensación individual por la mala calidad de suministro
Comparación de Indicadores SAIFI y SAIDI por empresas de distribución.
SAIFI
SAIFI vs SAIDI DE EMPRESAS CONCESIONARIAS DE DISTRIBUCIÓN
AÑO 2010
Promedio
80
ELECTRO ORIENTE
60
ELECTROCENTRO
40
EDECAÑETE
ELECTRO SUR ESTE
ELECTRONOROESTE
ELECTRO UCAYALI
ELECTROSUR
20
HIDRANDINA
Promedio
ELECTRO DUNAS
SEAL
ELECTRONORTE
EDELNOR
ELECTRO PUNO
LUZ DEL SUR
0
0
20
40
60
80
100
SAIDI
120
140
160
31
Comparación de Indicadores SAIFI y SAIDI por empresas de distribución.
SAIFI
SAIFI vs SAIDI DE EMPRESAS CONCESIONARIAS DE DISTRIBUCIÓN
AÑO 2011 (Enero - Setiembre)
Promedio
40
ELECTRO ORIENTE
30
ELECTRONOROESTE
20
ELECTROCENTRO
EDECAÑETE
ELECTRO SUR ESTE
SEAL
Promedio
ELECTROSUR
ELECTRO DUNAS
ELECTRONORTE
ELECTRO UCAYALI
10
ELECTRO PUNO
HIDRANDINA
EDELNOR
LUZ DEL SUR
0
0
10
20
30
40
SAIDI
50
60
32
DURACIÓN PROMEDIO DE INTERRUPCIONES TOTAL
Duración Promedio de Interrupciones (SAIDI)
por Actividad
Generación
40
Transmisión
Distribución
13.7%
11.8%
35
Horas/Usuario
6.1%
32.5%
30
28.4%
25
6.2%
4.6%
28.5%
32.2%
27.5%
20
15
10
61.4%
57.9%
59.7%
2.4%
1.6%
1.9%
8.0%
16.0%
11.4%
89.6%
82.3%
86.6%
67.8%
0.4%
0.4%
1.1%
12.9%
5
0
Lima
Metro.
Resto del
País
2do Semestre
2009
Lima
Metro.
Resto del
País
1er Semestre
2010
Lima
Metro.
86.7%
Resto del
País
2do Semestre
2010
Lima
Metro.
Resto del
País
1er Semestre
2011
98.5%
61.6%
Lima
Metro.
Resto del
País
2do Semestre
2011
Evolución de los Indicadores de Calidad – Electro Sur Este
40
35
30
27.5
29.4
80
29.3
30.1
31.8
29.5
70
88.2
77.1
60
57.0
71.4
66.6
67.1
50
20
12.2
13.7
14.0
14.4
57.1
40
12.8
10.0
10.0
10
5
EVOLUCIÓN DE SAIDI TOTAL - Electro Sur Este
90
36.4
25
15
100
EVOLUCIÓN DE SAIFI TOTAL - Electro Sur Este
30
22.8
28.5
29.6
30.8
27.5
20.9
20.9
20
15.7
18.4
18.9
18.6
17.1
14.7
14.7
10
28.5
34.8
34.2
36.9
34.0
29.3
29.3
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
0
0
2005
2006
SAIFI Esperado Total
2007
SAIFI Total
2008
2009
SAIFI Esperado de MT
2010
2011
Lineal (SAIFI Total)
SAIDI Esperado Total
SAIDI Total
SAIDI Esperado de MT
Lineal (SAIDI Total)
Nota: Los datos del 2011 son una proyección de la información a julio.
34
EVOLUCIÓN DEL SAIFI y SAIDI ESPERADO DE MT Y TOTAL POR NATURALEZA
Evolución Anual de la Frecuencia Promedio de Interrupciones (SAIFI), por naturaleza
y Límites - Electro Sur Este
Evolución Anual de la Duración Promedio de Interrupciones (SAIDI), por naturaleza y
Límites - Electro Sur Este
R.C.
No Programado
Programado
SAIFI Total
SAIFI Esperado Total
SAIFI Esperado de MT
R.C.
SAIDI Total
No Programado
SAIDI Esperado Total
100
40
36.4
30.1
29.3
0.6
0.4
0.9
0.8
0.25
71.4
18.4
18.9
18.9
50
18.6
17.1
23.0
22.3
15
0.4
12.2
10
14.0
13.7
26.2 14.7
7.2
5.4
5.5
2006
2007
2008
40
38.8 34.8
34.2
28.5
29.6
34.6
47.7
36.9
34.0
29.3
10.0
2009
20
41.8
22.8
31.4
2010
2.5
2011
48.1 29.3
30.8
27.5
35.8
20.9
20.9
22.2
10
4.5
0
2005
35.1
28.5
12.8
6.5
0.20
30
14.4
57.1
0.29
40.7
14.7
10.0
7.6
0.3
57.0
51.8
26.9
23.5
67.1
66.6
1.1
70
60
26.7
15.7
5
80
29.5
1.1
77.1
1.0
25
20
0.6
31.8
29.4
27.5
88.2
90
2.6
35
30
Programado
SAIDI Esperado de MT
25.5
19.1
8.8
0
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Nota: Los datos del 2011 son una proyección de la información a julio.
35
EVOLUCIÓN DEL SAIFI y SAIDI ESPERADO DE MT Y TOTAL SEGÚN INSTALACIÓN CAUSANTE
Evolución Anual de la Frecuencia Promedio de Interrupciones (SAIFI), por instalación
causante y Límites - Electro Sur Este
Evolución Anual de la Duración Promedio de Interrupciones (SAIDI), por instalación
causante y Límites - Electro Sur Este
40
100
36.4
29.4
27.5
18.9
0.4
14.9
1.1
12.6
18.6
27.0
13.7
14.7
14.4
22.7
12.8
0.1
8.6
58.3
40
14.9
36.9
34.2
34.8
28.5
57.1
18.9
34.0
29.3
29.3
30
21.7
22.6
11.6
0.7
61.6
14.0
67.1
66.6
0.2
57.0
50
14.7
21.8
10.8
71.4
6.0
17.1
15
12.2
70
77.1
0.6
60
15.7
21.4
80
29.5
0.6
10.0
6.4
5.7
18.4
20
0.1
1.1
0.9
6.1
5.7
30.1
29.3
7.6
1.4
0.4
10
1.1
31.8
30
25
88.2
90
1.8
35
22.8
10.0
10.0
76.3 29.6
20
47.6 30.8
28.5
22.8
53.8 27.5
47.9
42.1
20.9
20.9
5
10
0
0
2005
Generación
SAIFI Total
2006
2007
2008
2009
Transmisión
SAIFI Esperado Total
2010
2011
Distribución
SAIFI Esperado de MT
2005
2006
Generación
SAIDI Total
2007
2008
Transmisión
SAIDI Esperado Total
2009
2010
2011
Distribución
SAIDI Esperado de MT
Nota: Los datos del 2011 son una proyección de la información a julio.
36
Diagrama Unifilar de los sistemas eléctricos de ESE en la región Apurímac





94.5 km

































































































T1












































































8.66 km









T2


















AAAC - 120 m m ²
55.81 km
AAAC - 120 m m ²
58.24 km




















































































































































AAAC - 120 m m ²
67.4 km






































 
 












































































































































































































 
37
Comparación de Indicadores SAIFI y SAIDI por sistemas eléctricos de ESE
SAIFI
SAIFI vs SAIDI DE LOS SISTEMAS ELECTRICOS DE ELECTRO SUR ESTE
AÑO 2010
Promedio
180
160
CHUMBIVILCAS
140
COMBAPATA
LA CONVENCION RURAL
120
PUERTO MALDONADO
PUERTO MALDONADO
RURAL
YAURI
100
80
ABANCAY RURAL
VALLE SAGRADO 2
60
SICUANI RURAL
LA CONVENCION
40
VALLE SAGRADO 3
SICUANI
IÑAPARI
CHUQUIBAMBILLA
Abancay Rural: (289.81 de SAIDI y 68.46 de SAIFI).
Chacapuente: (91.20 de SAIDI y 26.73 de SAIFI).
Andahuaylas: (54.18 de SAIDI y 28.75 de SAIFI).
Abancay: (25.95 de SAIDI y 17 de SAIFI).
Chuquibambilla: (101.06 de SAIDI y 38.93 de SAIFI).
ANDAHUAYLAS
CHACAPUENTE
IBERIA
MAZUKO
MACHUPICCHU
ABANCAY
CUSCO
20
Promedio
VALLE SAGRADO 1
0
0
30
60
90
120
150
180
210
240
SAIDI
270
300
330
360
390
420
38
Comparación de Indicadores SAIFI y SAIDI por sistemas eléctricos de ESE
SAIFI
SAIFI vs SAIDI DE LOS SISTEMAS ELECTRICOS DE ELECTRO SUR ESTE
AÑO 2011 (Enero - Setiembre)
Promedio
60
50
COMBAPATA
LA CONVENCION RURAL
40
VALLE SAGRADO 2
YAURI
ABANCAY RURAL
30
CHUMBIVILCAS
PUERTO MALDONADO
20
VALLE SAGRADO 3
LA CONVENCION
MACHUPICCHU
10
CUSCO
PUERTO MALDONADO
RURAL
CHUQUIBAMBILLA
ANDAHUAYLAS
SICUANI RURAL
CHACAPUENTE
ABANCAY
IÑAPARI
Abancay Rural: (166.77 de SAIDI y 28.96 de SAIFI).
Chacapuente: (35.01 de SAIDI y 7.5 de SAIFI).
Andahuaylas: (29.85 de SAIDI y 12.88 de SAIFI).
Abancay: (7.09 de SAIDI y 5.06 de SAIFI).
Chuquibambilla: ( 40.13 de SAIDI y 14.45 de SAIFI)
IBERIA
SICUANI
0
Promedio
VALLE SAGRADO 1
MAZUKO
0
20
40
60
80
100
SAIDI
120
140
160
180
39
Ubicación de los sistemas eléctricos en la región Apurímac
Sistema Eléctrico Andahuaylas
Año 2010:
(54.18 de SAIDI y 28.75 de SAIFI).
Año 2011:
(29.85 de SAIDI y 12.88 de SAIFI).
Num. de usuarios al 07.2011:
34675
Sistema Eléctrico Chacapuente
Año 2010:
(91.20 de SAIDI y 26.73 de SAIFI).
Año 2011:
(35.01 de SAIDI y 7.5 de SAIFI).
Num. de usuarios al 07.2011:
10750
Sistema Eléctrico Abancay
Año 2010:
(25.95 de SAIDI y 17 de SAIFI).
Año 2011:
(7.09 de SAIDI y 5.06 de SAIFI).
Num. de usuarios al 07.2011:
13359
Sistema Eléctrico Abancay Rural
Año 2010:
(289.81 de SAIDI y 68.46 de SAIFI).
Año 2011:
(166.77 de SAIDI y 28.96 de SAIFI).
Num. de usuarios al 07.2011:
10551
Sistema Eléctrico Chuquibambilla
Año 2010:
101.06 de SAIDI y 38.93 de SAIFI).
Año 2011:
( 40.13 de SAIDI y 14.45 de SAIFI).
Num. de usuarios al 07.2011:
5333
40
Evolución de la Frecuencia Promedio de Interrupciones (SAIFI), por naturaleza.
Sistema Eléctrico Abancay Rural
Sistema Eléctrico Abancay
Sistema Eléctrico Chuquibambilla
Sistema Eléctrico Chacapuente
Sistema Eléctrico Andahuaylas
60.0
60.0
60.0
60.0
60.0
53.1
5.4
50.0
50.0
50.0
50.0
50.0
46.5
1.5
7.1
40.5
1.9
34.0
4.9
2.1
6.0
20.0
29.0
19.0
7.6
30.0
30.0
17.9
32.3
26.2
24.5
10.0
20.0
15.9
7.2
37.0
28.9
15.7
15.7
17.1
11.2
0.0
2006 2007 2008 2009 2010 2011
No Programado
Programado
R.C.
7.5
10.0
15.7
0.30.6
6.6
4.8
0.0
20.2
25.7
25.7
10.0
0.2
7.2
37.0
28.9
0.90.8
12.2
20.0
0.3
1.8
14.4
12.9
10.0
5.1
7.7
24.5
1.3
1.3
0.3
3.4
25.7
12.6
9.1
24.2
24.2
7.2
28.9
3.5
5.4
5.4
33.9
11.9
0.7
1.6
19.2
20.0
37.0
8.5
32.8
7.6
30.0
24.2
1.4
33.7
9.2
0.4
1.6
5.4
1.3
40.6
20.0
7.9
37.0
32.8
1.6
1.5
8.2
8.4
40.0
0.4
19.5
1.9
7.9
37.0
1.3
0.1
10.0
40.0
32.8
7.6
6.0
12.6
7.9
37.0
0.4
4.9
30.0
30.0
20.8
40.0
0.6
30.5
3.5
1.5
1.5
40.4
39.5
40.0
40.0
46.5
46.5
0.0
2006 2007 2008 2009 2010 2011
No Programado
Programado
R.C.
No Programado
Programado
R.C.
4.3
0.0
0.0
2006 2007 2008 2009 2010 2011
14.4
2006 2007 2008 2009 2010 2011
No Programado
Programado
R.C.
2006 2007 2008 2009 2010 2011
No Programado
Programado
Nota: Para el sistema eléctrico Chacapuente, del año 2005 al 2009 se ha considerado el Sistema SE0042 (Andahuaylas), y para el año 2010 el sistema SE1042 (Chacapuente)
Para el sistema eléctrico Chuquibambilla, del año 2005 al 2009 se ha considerado el Sistema SE0042 (Andahuaylas), y para el año 2010 el sistema SE1042 (Chuquibambilla)
R.C.
41
Evolución de la Duración Promedio de Interrupciones (SAIDI), por naturaleza.
Sistema Eléctrico Abancay
180.0
180.0
Sistema Eléctrico Chuquibambilla
Sistema Eléctrico Chacapuente
Sistema Eléctrico Andahuaylas
Sistema Eléctrico Abancay Rural
180.0
180.0
180.0
150.0
150.0
150.0
120.0
120.0
120.0
166.8
0.3
6.1
154.9
0.9
150.0
150.0
140.2
135.9
0.3
123.0
44.3
120.0
0.2
120.0
109.0
40.2
49.9
0.3
25.1
101.5
91.5
90.0
0.4
31.5
73.7
90.0
78.5
20.7
160.3
91.5
91.5
90.0
90.0
0.2
0.2
86.4 25.4
84.4
101.5
101.5
0.2
31.5
0.4
31.7
73.7
20.7
90.0
78.5
31.5
78.5
0.4
1.1
1.1
1.1
73.7
20.7
0.4
60.9
56.2
60.0
35.8
60.7
30.0
29.1
0.2
5.8
23.7
40.1
17.2
5.4
0.8
6.3
12.5
0.0
2006 2007 2008 2009 2010 2011
Programado
29.9
69.8
30.0
54.2
0.1
0.1
6.3
47.7
39.2
7.1
R.C.
38.9
35.0
0.2
25.7
No Programado
38.9
24.3
70.7
22.9
24.9
60.0
83.3
0.8
9.2
38.9
97.8
95.7
0.2
30.0
24.9
60.0
109.6
41.8
89.9
24.9
60.0
60.0
70.7
69.8
1.9
0.6
30.0
39.2
27.8
46.0
69.8
50.3
47.7
2.0
70.7
30.0
47.7
18.0
14.9
0.0
0.0
2006 2007 2008 2009 2010 2011
No Programado
Programado
R.C.
0.0
0.0
2006 2007 2008 2009 2010 2011
No Programado
Programado
40.1
39.2
32.4
R.C.
2006 2007 2008 2009 2010 2011
No Programado
Programado
R.C.
2006 2007 2008 2009 2010 2011
No Programado
Programado
Nota: Para el sistema eléctrico Chacapuente, del año 2005 al 2009 se ha considerado el Sistema SE0042 (Andahuaylas), y para el año 2010 el sistema SE1042 (Chacapuente)
Para el sistema eléctrico Chuquibambilla, del año 2005 al 2009 se ha considerado el Sistema SE0042 (Andahuaylas), y para el año 2010 el sistema SE1042 (Chuquibambilla)
R.C.
42
CAUSAS PRINCIPALES PERIODO 2010 y 2011 – Sist. Elec. Abancay Rural
El mayor porcentaje de interrupciones en el sistema eléctrico Abancay Rural, en
el año 2010 fue debido a “Otros Propios”, con una incidencia del 35.64%, de igual
manera durante el año 2011 se debió principalmente a “Otros Propios” con una
incidencia de 33.83%.
SAIFI
Causas principales de interrupciones y su incidencia en la frecuencia promedio de interrupciones (SAIFI) Sistema Eléctrico Abancay Rural
% SAIFI
2011
SAIFI: 28.96
Otros - Propio
Otros - Fenómenos Naturales
33.83
15.90
Descargas atmosféricas
8.19
Corte de emergencia
7.37
Falla equipo
6.47
2010
SAIFI: 68.46
Otros - Propio
35.64
Descargas atmosféricas
15.24
Fuertes vientos
6.68
Por reforzamiento de redes
6.28
Falla sistema interconectado
6.28
0
5
10
15
20
25
30
35
40
% de Incidencia en el indicador.
43
Los valores del 2011 están actualizados al mes de julio
CAUSAS PRINCIPALES PERIODO 2010 y 2011 – Sist. Elec. Abancay Rural
El mayor porcentaje en duración de interrupciones durante el año 2010 en el
sistema eléctrico Abancay Rural, fue debido principalmente a “Otros Propios”,
con una incidencia de 37.35%, mientras que en el año 2011, se debió a “Falla de
Equipo”, con una incidencia de 46.45%.
SAIDI
Causas principales de interrupciones y su incidencia en la duración promedio de interrupciones (SAIDI) Sistema Eléctrico Abancay Rural
% SAIDI
2011
SAIDI: 166.77
Falla equipo
46.45
Otros - Propio
26.24
Caída de árbol
6.68
Caída conductor red
5.40
Otros - Fenómenos Naturales
4.96
2010
SAIDI: 289.81
Otros - Propio
37.35
Por reforzamiento de redes
10.49
Descargas atmosféricas
9.68
Por Mantenimiento Otras E.E
9.49
Otros - Fenómenos Naturales
9.13
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
% de Incidencia en el indicador.
44
Los valores del 2011 están actualizados al mes de julio
COMPENSACIONES Y MULTAS POR MALA
CALIDAD SEGÚN PROCEDIMIENTOS DE
SUPERVISIÓN
COMPENSACIONES PAGADAS A LOS USUARIOS POR LAS
CONCESIONARIAS DEBIDO A LAS INTERRUPCIONES
Del 2004 hasta la fecha (setiembre 2011), las compensaciones pagadas a los usuarios por las
empresas eléctricas debido a las interrupciones es de 103,44 millones de soles.
COMPENSACIONES PAGADAS A LOS USUARIOS POR LAS
CONCESIONARIAS DEBIDO A LA MALA CALIDAD DE
TENSIÓN
Del 2004 hasta la fecha (setiembre 2011), las compensaciones pagadas a los usuarios por las
empresas eléctricas debido a la mala calidad de TENSIÓN es de 27,80 millones de soles.
MULTAS IMPUESTAS POR DIVERSOS PROCEDIMIENTOS DE
SUPERVISIÓN
Del 2004 hasta la fecha (setiembre 20011), la multa impuesta por los diversos
procedimientos es de 56,4 millones de soles.
COMPENSACIONES POR MALA CALIDAD DE SUMINISTRO
Evolución de la Compensación por Mala Calidad de Suministro
Electro Sur Este (Periodo 2004 - 2011)
700,000
Compensación (US $)
600,000
500,000
400,000
300,000
200,000
100,000
S1-2011
S2-2010
S1-2010
S2-2009
S1-2009
S2-2008
S1-2008
S2-2007
S1-2007
S2-2006
S1-2006
S2-2005
S1-2005
S2-2004
S1-2004
-
Del 2004 hasta la fecha (setiembre 2011), las compensaciones pagadas a los usuarios por ELSE
debido a las interrupciones es de 7,24 millones de soles.
COMPENSACIONES POR MALA CALIDAD DE TENSIÓN
Evolución de la Compensación por Mala Calidad de Tensión
Electro Sur Este (Periodo 2004 - 2011)
70 000
Compensación (US $)
60 000
50 000
40 000
30 000
20 000
10 000
S1-2011
S2-2010
S1-2010
S2-2009
S1-2009
S2-2008
S1-2008
S2-2007
S1-2007
S2-2006
S1-2006
S2-2005
S1-2005
S2-2004
S1-2004
0
Del 2004 hasta la fecha (setiembre 2011), las compensaciones pagadas a los usuarios por ELSE
debido a las variaciones de tensión es de 1,2 millones de soles.
Gracias
Ing. Leonidas Sayas Poma
Gerencia de Fiscalización Eléctrica
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Supervisión y Fiscalización del Subsector Electricidad