FISCALIZACIÓN DE LA CALIDAD DEL SERVICIO ELÉCTRICO EN URUGUAY
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- José Miguel Aguirre Ríos
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1 FISCALIZACIÓN DE LA CALIDAD DEL SERVICIO ELÉCTRICO EN URUGUAY Dr. Eduardo Sellanes Iglesias Exposición presentada en representación de Uruguay en el 2do. Congreso Internacional sobre la seguridad y calidad de los servicios eléctricos 6 y 7 de Septiembre de 2010 Lima, Perú ISSN AÑO 5 - Nº
2 Fiscalización de la Calidad del Servicio Eléctrico en Uruguay Dr. Eduardo Sellanes Iglesias * INTRODUCCIÓN A continuación, en el marco del tema central de este trabajo se presentará el Reglamento de Calidad del Servicio de Distribución de Energía Eléctrica, vigente a la fecha en Uruguay, indicando específicamente su alcance, principios generales, evolución de los indicadores y de las compensaciones. Los temas se desarrollarán en el siguiente orden: I. MARCO LEGAL II. CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL SISTEMA ELÉCTRICO URUGUAYO III. RCSDEE - ALCANCE Y PRINCIPIOS GENERALES IV. CALIDAD DEL SERVICIO TÉCNICO V. CALIDAD DEL PRODUCTO TÉCNICO VI. CALIDAD DEL SERVICIO COMERCIAL I - MARCO LEGAL La Ley , de junio de 1997, establece un nuevo marco legal regulatorio para el Sistema Eléctrico Nacional, y crea la Unidad Reguladora de Energía Eléctrica. En esta Ley ya se establece como cometido de la unidad, dictar reglamentos en materia de seguridad y calidad de los servicios prestados, de los materiales y de los dispositivos eléctricos a utilizar. Con posterioridad, por Ley de diciembre de 2002, se crea la Unidad Reguladora de Servicios de Energía y Agua, en la que se extienden las competencias de la unidad y se especifican entre otros los siguientes objetivos: - Protección de los derechos de los usuarios y consumidores. - Control de prestación de los servicios: - en forma igualitaria, - regular continua, - asegurando la calidad establecida. Asimismo se disponen, entre otros, los siguientes cometidos y poderes jurídicos, con arreglo a los objetivos indicados: * Doctor en Derecho y Ciencias Sociales. Posgrado en Política Energética. Ex-Presidente de URSEA ISSN AÑO 5 - Nº (57-67) 59
3 Dictar reglamentos en materia de seguridad y calidad de los servicios prestados. Realizar las inspecciones que sean necesarias para el cumplimiento de los cometidos. En este marco es obligación del distribuidor cumplir con las especificaciones de calidad del servicio, realizando el control de acuerdo a lo establecido en el Reglamento de Calidad de Servicio de Distribución de Energía Eléctrica. Cabe destacar el desempeño de la Gerencia de Fiscalización, quien tiene a su cargo la supervisión de la reglamentación, además de las áreas correspondientes a la fiscalización de Hidrocarburos, Gas y Agua. II - CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL SISTEMA ELÉCTRICO URUGUAYO Previo a la presentación específica del reglamento, haremos referencia a las características principales del Sistema Eléctrico Uruguayo. Los niveles de tensión nominales del sistema son: En la red de subtransmisión (en zona rural) 63 kv, en la red de distribución de media tensión 31.5 kv y 6.3 kv (en zona urbana) y 15 kv (en zona rural) y en la red de distribución de baja tensión 230V y 400V. La extensión de las redes es de: km de red de distribución de media tensión km de red de distribución de baja tensión. Como otras cifras de interés vale indicar que el número de centros de transformación MT/BT es de , y el número de clientes de La cobertura del servicio eléctrico es mayor al 95%. lii - ALCANCE El Reglamento de Calidad del Servicio de Distribución de Energía Eléctrica, establece el control de calidad del SERVICIO TÉCNICO a través de la supervisión de la frecuencia y tiempo de las interrupciones, del NIVEL DE TENSIÓN permanente del sistema, y del SERVI- CIO COMERCIAL a través de la supervisión de los plazos de conexión, de cortes y reconexiones, de la cantidad de facturas estimadas, de post-plazos de respuesta a reclamos por errores de facturación, y otros. Hitos En la evolución que ha tenido esta reglamentación, se destacan los siguientes hitos: El 18/10/02 se realiza la consulta pública sobre el Proyecto del RCSDEE elaborado por URSEA, una vez cumplida la etapa de evaluación y respuesta a dicha consulta, el 19/01/04 se realiza la Publicación en el Diario Oficial, del Reglamento de Calidad del Servicio de Distribución de Energía Eléctrica (Resolución 29/003 de la Comisión Directora de la URSEA). El mismo año, se comienza con la adecuación de los sistemas y bases de datos, y de información para asegurar la operatividad del control de calidad del servicio. El 01/01/2006 se inicia efectivamente el control de los requerimientos, en lo que refiere a calidad del servicio técnico y comercial. El 01/07/2006 se inicia el control de los niveles de tensión, respecto a la calidad del producto. 60 ISSN AÑO 5 - Nº (57-67)
4 CARACTERÍSTICAS DEL CONTROL Las características principales del control realizado son las siguientes: Se realiza por períodos semestrales -esto implica que tanto el cálculo de los índices, como el establecimiento de las multas al distribuidor, y su pago a través de compensaciones a los usuarios afectados por los incumplimientos, serán semestrales. Está basado en la entrega diaria, mensual y semestral de la información por parte del distribuidor, realizándose además controles sobre los sistemas de gestión de dicha información, e inspecciones a las diferentes unidades a cargo de los procesos controladores, como las Oficinas Comerciales y los Centros de Maniobra. OBJETIVO El objetivo del control o supervisión de la calidad del servicio eléctrico, es asegurar que los parámetros seleccionados como indicadores de la calidad con la que se suministra el servicio, estén dentro de rangos definidos en la reglamentación, estableciéndose penalizaciones al distribuidor, por el incumplimiento de esos indicadores. Las penalizaciones son en general proporcionales al apartamiento respecto a los rangos establecidos y al costo de la energía no suministrada. CRITERIOS Para el cálculo de los indicadores de frecuencia y tiempo de interrupciones, se contabilizan las interrupciones con los siguientes criterios de inclusión y exclusión: - Cada interrupción se contabiliza a partir de que el distribuidor toma conocimiento de la interrupción, ya sea por la Ilamada de un usuario o por teleseñalización de la actuación de algún elemento de la red. - Se considera interrupción cuando el valor de la tensión nominal queda por debajo del 10% de la tensión nominal del suministro. - Se consideran los cortes, cuando son de más de 3 minutos de duración. - Se consideran tanto las interrupciones programadas como las no programadas, aunque éstas últimas se ponderan en el cálculo de algunos indicadores. - Para que una interrupción sea considerada como programada, debe ser comunicada por el distribuidor con dos días de antelación, y por medios que aseguren que la comunicación llega a por lo menos el 50% de los usuarios afectados por la misma. Asimismo debe ser realizada en forma individual para usuarios con dependencia vital de la energía eléctrica. En relación a los criterios de exclusión, no se contabilizan las interrupciones solicitadas por el usuario y que sólo lo afecten a él, ni aquellas con origen en instalaciones de transmisión, ni las correspondientes a cortes de suministro definidas por el Reglamento de Distribución, ni las ordenadas por el Regulador. Asimismo, se excluyen las que configuran causal de fuerza mayor. Se consideran de fuerza mayor a aquellas con causas excepcionales asociadas a fenómenos climáticos, o a cualquier causa que no sea previsible por el distribuidor. ISSN AÑO 5 - Nº (57-67) 61
5 Para que efectivamente sea realizada la exclusión de la interrupción por causal de fuerza mayor, deben ser presentadas las pruebas y acreditado el caso como de fuerza mayor, por la URSEA. IV - CALIDAD DEL SERVICIO TÉCNICO INDICADORES Y METAS En relación al Servicio Técnico, los indicadores definidos controlan la continuidad del servicio. Estos indicadores pueden ser Globales, y en ese caso se calculan valores medios de frecuencia y tiempo entre los usuarios de determinados agrupamientos, o individuales y en este caso se calcula el indicador para cada usuario. Los agrupamientos se definen para cada Distrito (15 distritos en Uruguay), diferenciando además por nivel de tensión y por áreas de distribución tipo, en cada distrito. Las áreas de distribución tipo, son un conjunto de zonas geográficas con características de densidad de distribución similares. Se definen áreas urbanas de alta, baja o media densidad y rurales de media o baja densidad. Se definen además metas de continuidad para los siguientes indicadores: Indicadores globales: - Tiempo medio total de interrupción por consumidor (Tca). Se calcula el promedio del tiempo total de interrupción que tuvo cada usuario del agrupamiento en el semestre que se esté controlando. - Frecuencia media de interrupción por consumidor (Fca). Se calcula el promedio de la cantidad de interrupciones que tuvo cada usuario en el semestre de control. Indicadores individuales: - Tiempo máximo de interrupción (Dmáx). Se registra la duración de la interrupción más prolongada que tuvo cada usuario en el semestre. Para usuarios de MT Y ST: - Tiempo total de interrupción por consumidor (Tci). Es el tiempo acumulado de interrupción que tuvo cada usuario en el semestre. - Frecuencia de interrupción por consumidor (Fci). Es la cantidad de interrupciones que tuvo cada usuario en el semestre. Metas para Indicadores: En la tabla siguiente, se muestran los valores de las metas para indicador (filas) diferenciadas por área de distribución tipo (ADT) y por nivel de tensión. Para baja y media tensión se definen 4 áreas de distribución tipo: 62 ISSN AÑO 5 - Nº (57-67)
6 - ADT1: URBANA DE ALTA DENSIDAD (MONTEVIDEO) - ADT2: URBANA DE MEDIA DENSIDAD - ADT3: URBANA DE BAJA DENSIDAD - ADT4: RURAL Para subtransmisión la diferenciación se hace por la distancia al punto de alimentación, definiéndose 2 zonas: - T4a: consumidores conectados a la subtransmisión a una distancia menor o igual a 15 km del punto de alimentación de transmisión. - T4b: consumidores conectados a la subtransmisión a una distancia mayor. Como se ve y es lógico, por las características de las redes, las metas son más laxas para las zonas de menor densidad dentro del mismo nivel de tensión, y más estrictas a medida que aumentamos el nivel de tensión. Agrupamientos Los agrupamientos que quedan definidos son entonces los siguientes: En Media tensión, se considera como área geográfica de todo el país y quedan entonces 4 agrupamientos según el área de distribución tipo: - al MT: Conjunto de los Consumidores del ADT1 conectados directamente en MT - a2mt: Conjunto de los Consumidores del ADT2 conectados directamente en MT - a3mt: Conjunto de los Consumidores del ADT3 conectados directamente en MT - a4mt: Conjunto de los Consumidores de las ADT4 y ADT5 conectados directamente en MT En Baja tensión, se agrupan geográficamente por distritos (15 en todo el país), quedando entonces definidos para cada distrito 4 agrupamientos: - al BT: Consumidores del ADT1 conectados directamente en BT - a2bt: Consumidores del ADT2 conectados directamente en BT - a3bt: Consumidores del ADT3 conectados directamente en BT - a4bt: Consumidores de las ADT4 y ADT5 conectados directamente en BT Para Subtransmisión, se considera como área geográfica todo el país, quedando definidos 2 grupos (T4A y T4B). ISSN AÑO 5 - Nº (57-67) 63
7 V - CALIDAD DEL PRODUCTO TÉCNICO En relación a la calidad del producto, actualmente se controla el nivel de tensión, y el indicador definido es directamente el nivel de tensión permanente en el usuario. Está previsto en próximas revisiones del reglamento incluir indicadores para el control de algunas perturbaciones como por ejemplo; armónicos, flicker y desbalances. Campañas de medición El control del nivel de tensión se realiza mediante campatias de medición que tienen las siguientes características: - Se realiza la medición tanto en usuarios como en subestaciones MT/BT. Actualmente se mide en cada semestre en el 0.5% de las subestaciones MT/BT urbanas (306 subestaciones); 0.1% de las subestaciones MTBT rurales (198 subestaciones) y en 1 de cada usuarios (510 usuarios). - Además URSEA puede seleccionar 50 puntos adicionales (subestaciones o usuarios) y solicitar Ia medida en dichos puntos. - El registro de tensión se realiza, en cada punto, durante 7 días corridos. Metas Se establecen rangos de tensión admitidos para cada nivel de tensión, y en alguno de ellos diferenciando además entre zona rural o urbana. co- Los límites de cada rango están expresados en porcentaje de la tensión nominal rrespondiente. Si la tensión medida en una subestación o en un usuario está fuera de los rangos indicados en la tabla anterior, se compensa a los usuarios afectados con el siguiente criterio: - Si la tensión es más baja que el límite inferior del rango admitido y la medición es en un USUARIO, se compensa a todos los usuarios de la misma salida, aguas debajo de la medida. Si la medición es en SUBESTACIÓN, se compensa a los usuarios de todas las salidas de la subestación. - Si la tensión es más alta que el límite superior del rango admitido y la medición es en un USUARIO, se compensa a los usuarios de la misma salida, aguas arriba del punto de medición y hasta la Subestación. Dicha compensación se paga todos los meses, hasta que se corrija la situación de infracción. Para comprobar la corrección el distribuidor debe realizar una segunda medida en el mismo punto y la misma debe dar dentro de los rangos establecidos. 64 ISSN AÑO 5 - Nº (57-67)
8 Obligaciones En resumen, el distribuidor tiene obligación de tomar las medidas para la corrección de las desviaciones constatadas, debe repetir la medida para verificar el efecto de la corrección y comunicar sobre la misma al Regulador y al Usuario, si el origen fue un reclamo de este último. VI - CALIDAD DEL SERVICIO COMERCIAL as- En relación a la calidad de SERVICIO COMERCIAL se controlan los siguientes pectos: - Plazos en la conexión de nuevos usuarios y solicitudes de aumento de potencia, o cambios de tarifa. - Cantidad de facturas estimadas en el semestre. - Plazos de cortes por impago y de reconexión posterior al pago. - Respuestas ante reclamos, en particular por errores de facturación. Se establecen plazos máximos de atención a una solicitud de nueva carga, aumento de la existente o solicitud de cambio de tarifa, diferenciándose los plazos máximos para el trámite y para la conexión. Se considera iniciado el trámite, desde que se hace la solicitud hasta que queda pronto para el pago, e incluye principalmente tiempos de proyecto y evaluación de obra. El plazo de conexión se establece desde que el interesado paga, hasta que el distribuidor realiza la conexión. Cuando se requieren permisos de tipo Municipal, Nacional o de particulares para ejecutar las obras, los tiempos para su obtención, no son computados en el plazo de conexión. Los plazos máximos establecidos para los diversos clientes dependen del nivel de tensión al que estén conectados, de la potencia solicitada y de las modificaciones que requiera la red. En caso de incumplimiento de dichos plazos, las penalizaciones que se imponen son: - para el trámite; proporcionales al desvío respecto al plazo máximo y a la facturación promedio diaria, de clientes similares y - para la conexión; proporcionales al desvío respecto al plazo máximo y al costo de la conexión. Metas - plazos En la siguiente tabla, se establecen los plazos máximos, tanto para el trámite como para la conexión: - Para el trámite, se establecen diferentes metas según el nivel de tensión y para baja tensión se establecen también diferencias según el rango de potencia. - Para la conexión, se establecen también diferentes metas según el nivel de tensión, diferenciando además según la modificación de la red que sea necesaria, y en algún caso por rango de potencia. Facturación en base a consumos estimados El Reglamento establece que la lectura de consumos debe ser como mínimo bimensual, aunque la facturación es mensual. Asimismo establece como límite máximo individual de estimaciones, para el caso de la lectura bimensual, sólo una facturación estimada adicional al régimen bimensual. En cada semestre se admiten entonces hasta 4 estimaciones. El Reglamento establece también, que para que las estimaciones reiteradas de consumos ISSN AÑO 5 - Nº (57-67) 65
9 en un período, sean consideradas no penalizables, el distribuidor deberá haber comunicado al menos dos veces al usuario la imposibilidad de la toma de consumo, y enviado al mismo, un aviso de las medidas a tomar para evitar el problema en el futuro. Compensación Si no se cumple con la meta semestral establecida, de máximo 4 facturaciones estimadas, se compensa al usuario con el 30% de la facturación correspondiente a la 5ª estimación y a la 6ª si corresponde. Además de las metas para cada usuario, el reglamento realiza un control global de la cantidad de facturas emitidas con base en consumos estimados. Cortes y Reconexiones El Reglamento establece que el corte por impago, deberá ser comunicado con una antelación, que respete los plazos establecidos en el Reglamento de Distribución (10 días hábiles), estableciéndose además en la comunicación, la fecha prevista de corte y la última fecha admisible de pago, para evitarlo. El distribuidor realiza esta comunicación a través de la factura siguiente a la impaga, indicando que adeuda una factura, y que se cortará el servicio pasado el plazo de vencimiento. El plazo establecido para la reconexión de los servicios es de 1 a 3 días, luego de realizado el pago correspondiente, según éste se realice en el local del distribuidor o en un agente de cobro externo. Compensación Si no se envía el aviso de corte con la antelación estipulada en el Reglamento, se compensa al usuario con el 30% de la 1ª factura impaga. Si no se reconecta al usuario en los plazos establecidos, se lo compense en base al desvío respecto al plazo establecido, y a su facturación promedio diaria, calculando dichos promedios en el semestre que se está controlando. Errores de facturación El Reglamento establece que frente al reclamo de un consumidor por presunto error de facturación, la fecha de vencimiento de la factura se prorrogará hasta el día hábil inmedia- 66 ISSN AÑO 5 - Nº (57-67)
10 to siguiente, al de la respuesta por parte del distribuidor, y su eventual refacturación. Cuando se confirme un error de facturación en una factura ya paga por el usuario, la devolución correspondiente deberá ser realizada con la factura del mes siguiente, actualizada con la tarifa vigente al momento de la devolución. Atención a reclamos Se establece que el distribuidor debe implementar los mecanismos de atención a reclamos de los usuarios y que los mimos podrán ser realizados personal o telefónicamente. En el Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica (Decreto 277/002) se presentan como lineamientos generales, los siguientes: - El distribuidor debe responder el reclamo en un plazo máximo de 15 días hábiles, contados a partir de la presentación del mismo. - La respuesta deberá contener información relativa a la causa del problema que generó el mismo, y cuando corresponda, el plazo previsto para subsanarlo. - Si el distribuidor no hiciera lugar al reclamo o no respondiera en el plazo indicado, el usuario podrá requerir por escrito un pronunciamiento expreso del Regulador, acreditando la formulación del mismo ante el distribuidor. Compensación Cuando el distribuidor no cumple con el plazo establecido para dar respuesta al reclamo, deberá compensar al usuario en relación al desvío respecto a los 15 días, y a la facturación promedio diaria correspondiente a los consumidores de igual tarifa y rango de potencia, que el consumidor afectado. ISSN AÑO 5 - Nº (57-67) 67
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