SUPERINTENDENCIA GENERAL DE ELECTRICIDAD Y TELECOMUNICACIONES BOLETÍN DE ESTADÍSTICAS ELÉCTRICAS N ABRIL DE 2004 GERENCIA DE ELECTRICIDAD

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1 i.exe SUPERINTENDENCIA GENERAL DE ELECTRICIDAD Y TELECOMUNICACIONES BOLETÍN DE ESTADÍSTICAS ELÉCTRICAS N ABRIL DE 2004 GERENCIA DE ELECTRICIDAD SAN SALVADOR, EL SALVADOR C.A.

2 PRESENTACIÓN De conformidad al Art. 5 de la Ley de Creación de la Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones (SIGET), es atribución de la misma, publicar semestralmente la información estadística de los sectores de electricidad y telecomunicaciones. Con el objeto de darle cumplimiento a dicha disposición legal, la Gerencia de Electricidad de SIGET pone a disposición del público, el Boletín de Estadística Eléctricas No. 5, documento que contiene información histórica importante entorno al desarrollo de sector eléctrico, así como los datos estadísticos correspondientes al año En la primera parte del documento se desarrolla una descripción del comportamiento del mercado eléctrico y en la segunda se presentan las estadísticas más importantes del mercado mayorista y minorista del país. Agradecemos a todos lo Operadores del sector que nos han facilitado la información necesaria para la elaboración de este informe. 1

3 INDICE GENERAL Título Página PRESENTACIÓN 1 ÍNDICE GENERAL 2 ÍNDICE DE CUADROS 4 ÍNDICE DE GRAFICAS 9 JUNTA DE DIRECTORES DE SIGET 13 GLOSARIO DE TERMINOS 15 ABREVIATURAS Y SIGNOS CONVENCIONALES 17 EMPRESAS GENERADORAS Y COGENERADORAS DE ENERGIA ELECTRICA A DICIEMBRE DE EMPRESAS TRANSMISORAS DE ENERGIA ELECTRICA A DICIEMBRE DE EMPRESAS COMERCIALIZADORAS DE ENERGIA ELECTRICA A DICIEMBRE DE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS DE ENERGIA ELECTRICA A DICIEMBRE DE GRANDES CLIENTES CONECTADOS A LA RED DE 115kV A DICIEMBRE DE ADMINISTRADOR DEL MERCADO MAYORISTA DE ENERGIA ELECTRICA 20 ENTIDAD REGULADORA DEL SECTOR ELECTRICO 20 RESUMEN EJECUTIVO 22 2

4 Título Página CUADROS Y GRÁFICAS MERCADO MAYORISTA 48 MERCADO MINORISTA 91 PRINCIPALES ACUERDOS EMITIDOS POR SIGET,

5 INDICE DE CUADROS Título Página Cuadro MERCADO MAYORISTA CAPACIDAD INSTALADA Y DISPONIBLE DE LAS CENTRALES GENERADORAS DE ELECTRICIDAD, AL 31 DE DICIEMBRE DE FACTOR DE UTILIZACION DE LAS CENTRALES GENERADORAS, ENERO-DICIEMBRE DE CARACTERISTICAS DE LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS, INYECCIONES NETA POR RECURSO Y PLANTA GENERADORA, INYECCIONES POR OPERADOR AL MERCADO, CAPACIDAD INSTALADA POR TIPO DE CENTRAL, EVOLUCION DE LA CAPACIDAD INSTALADA DE LAS CENTRALES GENERADORAS DE ENERGIA ELECTRICA, GENERACION BRUTA, NETA, CONSUMO PROPIO Y DEMANDA DEL SISTEMA MAYORISTA NACIONAL, GENERACION BRUTA, NETA Y CONSUMO PROPIO POR TIPO DE CENTRAL, GENERACION POR CENTRALES HIDROELECTRICAS OPERACIÓN DEL EMBALSE DE GUAJOYO OPERACIÓN DEL EMBALSE DE CERRON GRANDE OPERACIÓN DEL EMBALSE DE 5 DE NOVIEMBRE OPERACIÓN DEL EMBALSE DE 15 DE SEPTIEMBRE GENERACION EN CENTRALES TERMICAS,

6 Título Página Cuadro GENERACION EN CENTRALES GEOTERMICAS, INYECCIÓN, PÉRDIDAS DE TRANSMISIÓN Y VENTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA, INYECCIÓN, VENTA Y PERDIDAS DE ENERGIA ELECTRICA, DEMANDA MAXIMA NETA MENSUAL, DEMANDA MINIMA NETA MENSUAL, CURVAS TÍPICAS DE CARGA, ESTACIÓN SECA, CURVAS TÍPICAS DE CARGA, ESTACIÓN LLUVIOSA, TRANSFORMADORES DE POTENCIA PERTENECIENTES A LAS EMPRESAS GENERADORAS, AL 31 DE DICIEMBRE DE TRANSFORMADORES AUXILIARES PERTENECIENTES A LAS EMPRESAS GENERADORAS, AL 31 DE DICIEMBRE DE TRANSFORMADORES DE POTENCIA PERTENECIENTES A LA EMPRESA TRANSMISORA, AL 31 DE DICIEMBRE DE DEMANDA MENSUAL DE ENERGIA ELECTRICA EN EL MERCADO MAYORISTA, ENERO-DICIEMBRE DE HISTÓRICO DE LA EVOLUCIÓN MENSUAL DE LOS PRECIOS PROMEDIOS EN EL MRS, US$/MWh INDICADORES TÉCNICOS Y DE EFICIENCIA SISTEMA DE TRANSMISIÓN, LINEAS DE TRANSMISION kv, AL 31 DE DICIEMBRE DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN REHABILITADAS, AL 31 DE DICIEMBRE DE RETIRO DE ENERGIA POR NODO, ENERGIA NO SERVIDA,

7 Título Página Cuadro DEMANDA NETA NACIONAL, ENERGIA NO SERVIDA Y ENERGIA NETA AJUSTADA, CARGO POR EL USO DEL SISTEMA DE TRANSMISION, CARGO POR LA OPERACIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN Y EL MERCADO MAYORISTA, MERCADO MINORISTA CAPACIDAD INSTALADA DE GENERADORES NO MAYORISTAS, AL 31 DE DICIEMBRE DE CAPACIDAD INSTALADA TOTAL NACIONAL AL 31 DE DICIEMBRE DE GENERACION HIDROELÉCTRICA EN EL MERCADO MINORISTA NACIONAL, GENERACION TÉRMICA EN EL SISTEMA MINORISTA NACIONAL, IMPORTACIÓN Y COMPRAS DE ENERGÍA DE LOS COMERCIALIZADORES, INFORMACIÓN TÉCNICA DE LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS, INDICADORES TÉCNICOS Y DE GESTIÓN EMPRESAS DISTRIBUIDORAS, INDICADORES DE CALIDAD DEL SERVICIO EMPRESAS DISTRIBUIDORAS, EVOLUCIÓN TOTAL DE CLIENTES POR EMPRESA DISTRIBUIDORA, AL 31 DE DICIEMBRE, PERÍODO EVOLUCIÓN DE LA VENTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA A LOS USUARIOS FINALES POR EMPRESA DISTRIBUIDORA, PERÍODO

8 Título Página Cuadro PRECIOS PROMEDIOS HISTÓRICOS DE VENTA A LOS USUARIOS FINALES POR EMPRESA DISTRIBUIDORA, PERÍODO PRECIOS PROMEDIOS HISTÓRICOS POR TIPO DE TARIFA ELÉCTRICA A LOS USUARIOS FINALES, INTERRUPCIONES DEL SERVICIO A NIVEL DE MT, ÍNDICES DE CALIDAD DE SERVICIO TÉCNICO, ÍNDICES DE CALIDAD DE PRODUCTO TÉCNICO, ÍNDICES DE CALIDAD DE SERVICIO COMERCIAL, POTENCIA ELÉCTRICA CONTRATADA POR LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS, POTENCIA ELÉCTRICA REGISTRADA POR LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS, POTENCIA ELÉCTRICA FACTURADA POR LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS, CANTIDAD DE POSTES POR MUNICIPIO AL 31 DE DICIEMBRE DE CANTIDAD DE LUMINARIAS DE ALUMBRADO PÚBLICO POR MUNICIPIO AL 31 DE DICIEMBRE DE NÚMERO DE CLIENTES POR EMPRESA DISTRIBUIDORA Y DENSIDAD DEMOGRÁFICA, CONSUMO EN kwh DE CLIENTES POR EMPRESA DISTRIBUIDORA Y DENSIDAD DEMOGRÁFICA, NÚMERO DE CLIENTES POR EMPRESA DISTRIBUIDORA Y CATEGORÍA, TARIFARIA NÚMERO DE CLIENTES POR MUNICIPIO, COMSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR EMPRESA DISTRIBUIDORA Y CATEGORÍA TARIFARIA, CONSUMO EN kwh POR MUNICIPIO,

9 Título Página Cuadro PRECIO PROMEDIO AL CONSUMIDOR FINAL POR EMPRESA DISTRIBUIDORA Y CATEGORÍA TARIFARIA, TARIFAS ELÉCTRICAS AL CONSUMIDOR FINAL VIGENTES A PARTIR DEL 1º DE ENERO DEL AÑO TARIFAS ELÉCTRICAS AL CONSUMIDOR FINAL VIGENTES A PARTIR DEL 10 DE ENERO DEL AÑO TARIFAS ELÉCTRICAS AL CONSUMIDOR FINAL VIGENTES A PARTIR DEL 10 DE FEBRERO DEL AÑO TARIFAS ELÉCTRICAS AL CONSUMIDOR FINAL VIGENTES A PARTIR DEL 10 DE MARZO DEL AÑO TARIFAS ELÉCTRICAS AL CONSUMIDOR FINAL VIGENTES A PARTIR DEL 10 DE ABRIL DEL AÑO TARIFAS ELÉCTRICAS AL CONSUMIDOR FINAL VIGENTES A PARTIR DEL 10 DE MAYO DEL AÑO TARIFAS ELÉCTRICAS AL CONSUMIDOR FINAL VIGENTES A PARTIR DEL 10 DE JUNIO DEL AÑO TARIFAS ELÉCTRICAS AL CONSUMIDOR FINAL VIGENTES A PARTIR DEL 10 DE DICIEMBRE DEL AÑO

10 INDICE DE GRÁFICAS Título Página Gráfica MERCADO MAYORISTA CAPACIDAD INSTALADA POR CENTRAL AL 31 DE DICIEMBRE DE UBICACIÓN DE CENTRALES GENERADORAS EXISTENTES, INYECCIÓN NETA ANUAL POR EMPRESA, INYECCIÓN NETA NACIONAL POR RECURSO, TRANSACCIONES INTERNACIONALES, COMPOSICION DE LA CAPACIDAD INSTALADA AL 31 DE DICIEMBRE DE EVOLUCIÓN DE LA CAPACIDAD INSTALADA, GENERACION NETA POR CENTRAL, CAPACIDAD INSTALADA Y GENERACION NETA POR TIPO DE RECURSO, SISTEMA MAYORISTA NACIONAL NIVELES EN GUIJA DURANTE NIVELES EN CERRON GRANDE DURANTE NIVELES EN 5 DE NOVIEMBRE DURANTE NIVELES EN 15 DE SEPTIEMBRE DURANTE GENERACION BRUTA POR TIPO DE RECURSO, INYECCIONES NETAS, VENTAS MAYORISTAS Y PÉRDIDAS EN TRANSMISIÓN, DEMANDA MAXIMA NETA MENSUAL,

11 Título Página Gráfica DEMANDA MINIMA NETA MENSUAL, CAPACIDAD INSTALADA, DEMANDA MÁXIMA Y MÍNIMA, CURVAS TIPICAS DE CARGA (ESTACION SECA), CURVAS TIPICAS DE CARGA (ESTACION HÚMEDA), DEMANDA MENSUAL EN EL MERCADO MAYORISTA, DEMANDA DE ENERGIA EN EL MERCADO DE CONTRATOS, DEMANDA DE ENERGIA EN EL MERCADO REGULADOR DEL SISTEMA, PRECIOS DE LA ENERGIA ELECTRICA EN EL MERCADO REGULADOR DEL SISTEMA DURANTE, SISTEMA DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN EN EL SALVADOR, A DICIEMBRE DE FLUJO DE ENERGIA ELECTRICA EN EL MERCADO MAYORISTA EN ENERGÍA NO SERVIDA EN EL MERCADO MAYORISTA, MERCADO MINORISTA CAPACIDAD INSTALADA DE GENERADORES NO MAYORISTAS, CAPACIDAD INSTALADA DE GENERACION EN EL SALVADOR, MAPA DE LAS ÁREAS DE INFLUENCIA Y PARTICIPACIÓN EN LAS VENTAS DE ELECTRICIDAD DE LAS COMPAÑÍAS DISTRIBUIDORAS, AREA SERVIDA, EMPRESAS DISTRIBUIDORAS,

12 Título Página Gráfica KILÓMETROS DE LÍNEA, EMPRESAS DISTRIBUIDORAS, EVOLUCIÓN TOTAL DE CLIENTES POR EMPRESA DISTRIBUIDORA, AL 31 DE DICIEMBRE, PERÍODO EVOLUCIÓN DE LA VENTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA A LOS USUARIOS FINALES, POR EMPRESA DISTRIBUIDORA, PERÍODO PRECIOS PROMEDIOS HISTÓRICOS A LOS USUARIOS FINALES POR EMPRESA DISTRIBUIDORA, AÑO PRECIOS PROMEDIOS HISTÓRICOS POR TIPO DE TARIFA ELÉCTRICA A LOS USUARIOS FINALES, INTERRUPCIONES POR NIVEL DE VOLTAJE, INTERRUPCIONES POR MOTIVO, FLUJO DE LA ENERGÍA EN EL MERCADO MINORISTA,

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14 JUNTA DE DIRECTORES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2003 Presidencia de la República Licenciado José Luis Trigueros Gómez Director Presidente Gremiales del Sector Privado Licenciado Pedro Alejandro Mendoza Calderón Licenciado Raúl Ernesto Melara Morán Director Propietario Director Suplente Corte Suprema de Justicia Doctor Orlando Antonio Avilés Moreno Licenciado Enrique Rodolfo Escobar Director Propietario Director Suplente 13

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16 GLOSARIO DE TÉRMINOS ALTA TENSION: Voltaje igual o superior a 115 kv BAJA TENSION: Voltaje igual o inferior a 600 Voltios. CAPACIDAD DISPONIBLE: Es la potencia eléctrica que realmente es capaz de suministrar una máquina o central generadora en un momento determinado. CAPACIDAD INSTALADA: Es la potencia eléctrica de los equipos generadores tal y como se especifica por el fabricante en los datos de placa. CENTRAL GENERADORA: Es el conjunto de equipos utilizados directa e indirectamente para la generación de energía eléctrica, incluidos los edificios y obras civiles necesarias. COMERCIALIZADOR: Es la entidad que compra la energía eléctrica a otros operadores con el objeto de revenderla. CONEXIÓN: Es el enlace que permite a un usuario final recibir energía eléctrica de una red de transmisión o distribución. CONSUMO PROPIO: Es la diferencia entre la generación bruta más cualquier aporte exterior y la energía neta salida de la central. CONSUMO TOTAL: Es el total de la energía eléctrica suministrada por empresas de servicio público o privado al consumidor final, durante un período determinado. DEMANDA MAXIMA: Es el valor máximo constatado de la suma de las demandas simultáneas ocurridas en las centrales de la empresa y en los puntos de compras, si los hubiere, en un período determinado. DEMANDA NETA NACIONAL: Es el total de energía demandada por el país a nivel mayorista, incluyendo las pérdidas en transmisión y distribución. DISTRIBUIDOR: Es la entidad poseedora y operadora de instalaciones, cuya finalidad es la entrega de energía eléctrica en redes de media y baja tensión. ENERGIA INYECTADA: Aquella que un operador entrega a la red o que ingresa a la red a través de una interconexión. ENERGIA RETIRADA DE LA RED: Aquella que un operador retira de la red o que es extraída de la red a través de una interconexión. 15

17 FACTOR DE UTILIZACION: Es la relación porcentual entre la energía realmente producida por una central generadora y el máximo posible, en un lapso de tiempo determinado. GENERACION BRUTA: Es la energía medida en las terminales de salida de los generadores de la central, incluye la energía suministrada a los servicios auxiliares y las pérdidas en los transformadores de la subestación de salida de la central generadora, en el caso de que existan. GENERACION MAYORISTA NACIONAL: Es el total de energía eléctrica producida en el país, con fines comerciales a nivel mayorista. GENERACION NETA: Es la energía medida en las barras colectoras de la central, a la entrada de las líneas de transmisión hacia los centros de consumo. GENERADOR: Es la entidad poseedora de una o más centrales de producción de energía eléctrica, que comercializa su producción en forma total o parcial. INTERCONEXION: Es el enlace que permite a dos operadores la transferencia de energía eléctrica entre sus instalaciones. LINEA DE TRANSMISION: Línea eléctrica que sirve para transportar electricidad desde una fuente generadora a un punto de distribución del sistema, en un nivel de tensión igual o mayor que 115 kv. MEDIA TENSION: Voltaje superior a 600 V. e inferior a 115 kv. MERCADO DE CONTRATOS: Mercado de energía eléctrica a futuro, despachado por la Unidad de Transacciones y convenido entre operadores en forma independiente de aquella. MERCADO MAYORISTA: Mercado de energía eléctrica operado por la Unidad de Transacciones y compuesto por el Mercado de Contratos y el Mercado Regulador del Sistema. MERCADO REGULADOR DEL SISTEMA (MRS): Mercado de energía eléctrica de corto plazo, que tiene como objetivo equilibrar la oferta y la demanda. OPERADOR: Es cualquier entidad generadora, transmisora, distribuidora o comercializadora de energía eléctrica. PERDIDAS EN TRANSMISION: Diferencia entre la energía o potencia neta de entrada al sistema de transmisión y la salida de dicho sistema. PERDIDAS DE DISTRIBUCION: Diferencia entre la energía o potencia neta de entrada al sistema de distribución y la salida de dicho sistema. 16

18 PRECIO SPOT: Precio horario de energía eléctrica en el Mercado Regulador del Sistema (MRS). SISTEMA DE DISTRIBUCION: Es el conjunto integrado de equipos de transporte de energía eléctrica en media y baja tensión. Está formado por los circuitos que se inician en la subestación de distribución y suministran energía a los transformadores de distribución. SISTEMA DE DISTRIBUCION SECUNDARIA: Es el formado por los circuitos que se inician en el transformador de distribución y suministran energía al consumidor. SISTEMA DE TRANSMISION: Es el conjunto integrado de equipos de transporte de energía eléctrica en alta tensión. Está conformado por el conjunto de líneas que se inicia en la salida de las plantas generadoras o puntos de entrega de energía y termina en barras de entrada de las subestaciones de potencia para distribución; para el sistema nacional los voltajes utilizados son 115 kv y 230 kv. SUBESTACION: Es el conjunto de equipos instalados en un lugar, y las obras civiles en el mismo, para la conversión, transformación o control de la energía eléctrica, y para la conexión entre dos o más circuitos. TENSIONES ELECTRICAS O VOLTAJES PRIMARIO Y SECUNDARIO: El voltaje del circuito que alimenta al transformador se denomina primario; para diferenciarlo del voltaje de salida denominado voltaje secundario. TRANSMISOR: Es la entidad poseedora de instalaciones destinadas al transporte de energía eléctrica en redes de alta tensión, que comercializa sus servicios. USUARIO FINAL: Es quien compra la energía eléctrica para uso propio. ABREVIATURAS Y SIGNOS CONVENCIONALES Asterisco, Letra(s) y / o número entre paréntesis a una cifra titular, indica nota de pie. Cifra(s) entre paréntesis o precedidas por un guión, son negativas. ND: En un espacio en blanco, indica información no disponible. (.): Punto antes o entre cifras de izquierda a derecha, indica fracciones. (-): Indica una cantidad o valor nulo (igual a cero). 17

19 (0.0): Indica cifra insuficiente para incorporarla a la unidad escogida. MCM: Mil Circular Mils. EQUIVALENCIAS: 1 kw: Kilovatio = caballo de fuerza (HP). 1 MW: Megavatio = 1,000 kw. 1 kwh: Kilovatio-hora = energía producida por un kw mantenido durante una hora. 1 MWh: Megavatio-hora = 1,000 kwh. 1 GWh: Gigavatio-hora = 1,000,000 kwh. 1 TWh: Teravatio-hora = 1,000,000,000 kwh. 1 kv: Kilovoltio = 1,000 Voltios. 1 kva: Kilovoltio-Amperio = Potencia aparente producida por 1,000 V. cuando hacen circular un amperio de corriente. 1 MVA: Megavoltio-Amperio = 1,000,000 Voltio-Amperio. EMPRESAS GENERADORAS Y COGENERADORAS DE ENERGIA ELÉCTRICA A DICIEMBRE DE 2003 CECSA: CEL: CESSA: LaGeo: DUKE: De Matheu: Nejapa: Compañía Eléctrica Cucumacayán, S.A. Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa. Cemento de El Salvador, S.A. de C.V. (Cogenerador) LaGeo, S.A. de C.V. DUKE Energy International, El Salvador. Hidroeléctrica Sociedad De Matheu y Cía. de C.V. Nejapa Power Company, LLC. 18

20 Sensunapán: Textufil: La Cabaña: CASSA: El Ángel: EEN: Sociedad Hidroeléctrica Sensunapán, S.A. de C.V. Textufil, S.A. de C.V. (Cogenerador) Ingenio La Cabaña, S.A. de C.V. (Cogenerador) Compañía Azucarera Salvadoreña, S.A. de C.V. (Cogenerador) Ingenio El Ángel, S.A. de C.V. (Cogenerador) Empresa Eléctrica del Norte, S.A. de C.V. EMPRESAS TRANSMISORAS DE ENERGIA ELECTRICA A DICIEMBRE DE 2003 ETESAL: Empresa Transmisora de El Salvador, S.A. de C.V. EMPRESAS COMERCIALIZADORAS DE ENERGIA ELECTRICA A DICIEMBRE DE 2003 EXCELERGY: CONEC-ES: CARTOTÉCNICA: CEC: Excelergy, S.A. de C.V. Conexión Energética Centroamericana -El Salvador, S.A. de C.V. Cartotécnica Centroamericana, S.A. Comercializadora de Electricidad Centroamericana, S.A. de C.V. Mercados Eléctricos: Mercados Eléctricos, S.A. de C.V. CEL COMERCIALIZADORA: Comisión Ejecutiva Hidroeléctrica del Río Lempa, comercializadora. El Paso ORIGEM : El Paso Technology El Salvador, S.A. de C.V. : ORIGEM, S.A. de C.V. 19

21 EMPRESAS DISTRIBUIDORAS DE ENERGIA ELECTRICA A DICIEMBRE DE 2003 CAESS: Compañía de Alumbrado Eléctrico de San Salvador, S.A. de C.V. AES-CLESA: DELSUR: DEUSEM: EEO: Compañía de Luz Eléctrica de Santa Ana y Cía. S en C. de C.V. Distribuidora de Electricidad del Sur, S.A. de C.V. Distribuidora Eléctrica de Usulután, Sociedad de Economía Mixta. Empresa Eléctrica de Oriente, S.A. de C.V. GRANDES CLIENTES CONECTADOS A LA RED DE 115 kv (OPERANDO EN EL MERCADO MAYORISTA) A DICIEMBRE DE 2003 ANDA: INVINTER: Asociación Nacional de Acueductos y Alcantarillados Inversiones Intercontinentales, S.A. de C.V. (Antes SICEPASA) ADMINISTRADOR DEL MERCADO MAYORISTA DE ENERGIA ELECTRICA UT: Unidad de Transacciones, S.A. de C.V. ENTIDAD REGULADORA DEL SECTOR ELECTRICO SIGET: Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones. 20

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23 1. COMPORTAMIENTO DEL MERCADO ELÉCTRICO SALVADOREÑO 1.1. HECHOS IMPORTANTES Durante el año 2003 se pueden observar cuatro hechos importantes en el sector eléctrico, el primero de ellos corresponde a la aprobación e implementación de las reformas a la Ley General de Electricidad contenidas en el Decreto Legislativo Nº 1216, publicado en Diario Oficial Nº 83, Tomo Nº 359, de fecha 9 de mayo de Dichas reformas responden a la necesidad de fortalecer el marco regulatorio del mercado eléctrico y proporcionar a la SIGET nuevas facultades. Las reformas precisaron y ampliaron el régimen de infracciones y sanciones, incorporaron aspectos de calidad del servicio y mecanismos de vigilancia del mercado y defensa de la competencia, asimismo, asignaron nuevas responsabilidades a la empresa transmisora y a la SIGET. Un segundo hecho importante se refiere a la reforma al Art. 90 del Reglamento de la Ley General de Electricidad, mediante Decreto Ejecutivo Nº 36, publicado en el Diario Oficial Nº 93, Tomo 359, de fecha 23 de mayo de 2003, el cual contiene las normas a cumplir por las empresas distribuidoras de energía eléctrica para realizar los ajustes tarifarios al consumidor final y la creación de un fondo compensatorio en el mercado mayorista, a ser administrado por la Unidad de Transacciones. De conformidad a esta reforma, el ajuste del precio de la energía se aplicará semestralmente y entrará en vigencia el día 10 de los meses de junio y diciembre, según corresponda. Un tercer hecho se refiere a que la Empresa Transmisora de El Salvador, quien tiene la responsabilidad de elaborar el planeamiento de la expansión, la construcción de nuevas ampliaciones y refuerzos de la red de transmisión, así como el mantenimiento de la misma, presentó a la SIGET, para su aprobación, el Primer Plan de Expansión del Sistema de Transmisión a ejecutarse durante el quinquenio , el cual fue revisado y evaluado por la SIGET, quien determinó que los proyectos necesarios para expandir el sistema de transmisión dentro del período mencionado son los siguientes: Aumento de la capacidad de transformación en 50 MVA en la subestación Santa Ana Participación en la construcción de la Línea Ahuachapán - Nejapa, a 230 kv, energizada inicialmente a 115 kv, como parte de los refuerzos internos del proyecto SIEPAC. Finalmente, otro hecho importante es el aumento en 5.87% de la capacidad instalada nacional lo cual se debe a la adición de 18.9 MW de capacidad instalada de la central Cerrón Grande, producto de la repotenciación de una de sus unidades, proceso que Resumen Ejecutivo 22

24 se inicio desde el año 2001; así como, la incorporación de: 3 motores Wartsila en julio de 2003, en Soyapango, con una capacidad instalada total de 16.2 MW, 5 motores en la Central Térmica de San Miguel cuya capacidad instalada total es de 6.7MW y la incorporación de 20MW al mercado mayorista provenientes de CASSA MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA La operación del Sistema de Transmisión es responsabilidad de la Unidad de Transacciones, S.A. de C.V. (UT), esta empresa se encarga de asegurar la calidad del suministro y administrar el Mercado Mayorista de energía eléctrica, el cual se subdivide en Mercado de Contratos y Mercado Regulador del Sistema (MRS). Siendo la UT un ente privado, sus accionistas son los generadores, transmisores, distribuidores y usuarios finales directamente conectados a la red de transmisión. De conformidad a la reforma de la Ley General de Electricidad, también se incorporan como accionistas los comercializadores independientes. En el año 2003, participaron en la UT: generadores: CEL; LaGeo; Duke Energy International; CASSA; y, Nejapa Power Company; distribuidoras: CAESS; DELSUR; AES-CLESA; EEO; y, DEUSEM; comercializadores: Conexión Energética Centroamericana El Salvador; Mercados Eléctricos; Comercializadora de Electricidad Centroamericana; Excelergy; CEL Comercializadora; El Paso; ORIGEM, y, CARTOTÉCNICA; usuarios finales: ANDA e INVINTER CAPACIDAD INSTALADA Y DISPONIBLE Durante el año 2003, CEL finalizó la repotenciación en la Unidad No. 1 de la Central Hidroeléctrica Cerrón Grande iniciada en el 2001, aumentando su capacidad instalada de 67.5 MW a 86.4 MW, quedando una capacidad instalada total en dicha central de MW. Además se adicionaron al mercado mayorista 20 MW por parte de la Compañía Azucarera Salvadoreña (CASSA). Por otro lado, Duke Energy International El Salvador, hizo cambio de tecnología en la Central Térmica de Soyapango, instalando 3 motores Wartsila de 5.4 MW cada uno, los cuales entraron en funcionamiento en el mes de julio. Sin embargo, los motores que totalizaron 6.7 MW en la Central Térmica de San Miguel suspendieron sus operaciones en septiembre. La capacidad instalada total del país en el 2003, sin incluir el mercado minorista, es de 1,105.5 MW, es decir, que aumentó 5.87% con respecto al 2002, en donde se tenía 1,044.2MW. Resumen Ejecutivo 23

25 Cuadro No. 1 CUADRO 1. CAPACIDAD INSTALADA Y DISPONIBLE DE LAS CENTRALES GENERADORAS DE ELECTRICIDAD AL 31 DE DICIEMBRE DE 2003 NOMBRE TIPO NÚMERO DE UNIDADES CAPACIDAD INSTALADA CAPACIDAD DISPONIBLE (MW) (%) (MW) (%) HIDRÁULICA Guajoyo Hidráulica (1x19.8) Cerrón Grande Hidráulica (1x67.5)+(1x86.4) de Noviembre Hidráulica (3x20)+(1x18.0)+(1x21.40) de Septiembre Hidráulica (2x78.3) GEOTÉRMICA Ahuachapán Geotérmica (2x30.00)+(1x35.00) Berlín Geotérmica (2x 28.12)+(2x5.00) TÉRMICA Duke Energy Acajutla a) Vapor (1x30.0)+(1x33.0) b) Gas (1x82.1) c) Motores (6x16.5)+(3x17.0) Soyapango Motores (3x5.4) San Miguel 1/ Motores (1x1.7)+(3x1.2)+(1x0.6) Nejapa Power Motores (27x5.33) Cemento de El Salvador Motores (3x6.40)+(2x6.70) CASSA Motores (1x20) TOTAL : 1, , / Suspendió sus operaciones en septiembre de 2003 Fuente: Empresas Generadoras INYECCIONES DE ENERGÍA ELÉCTRICA Tal como se refleja en el cuadro No 2, en el año 2003 las inyecciones de energía por parte de los generadores locales alcanzaron un volumen de 4,077.3 GWh, y las importaciones netas (importaciones menos exportaciones) fueron de GWh, sumando una inyección neta total de 4,402.6 GWh, lo que significa que la demanda Resumen Ejecutivo 24

26 de energía en el mercado mayorista aumentó 3.6 % respecto a 2002, cuando el valor de inyección fue de 4,249.4 GWh. Dicho crecimiento fue menor al reportado en el período de , el cual fue de 7.4%. Con respecto a las importaciones netas de energía eléctrica en el año 2003, se observa una disminución del 15.26%, en comparación con el año 2002, cuando fue de GWh del total inyectado. El crecimiento experimentado en la demanda de energía en el mercado mayorista ha sido cubierto mediante la generación con recursos locales, los cuales aumentaron en 5.48% con respecto al Cuadro No. 2 INYECCIONES NETAS POR RECURSO Y PLANTA GENERADORA, 2003 (GWh) ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC TOTAL Hidroeléctrica Guajoyo Cerrón Grande de noviembre de septiembre Subtotal ,459.0 Geotérmica Ahuachapán Berlín Subtotal Térmica Acajutla San Miguel Soyapango Nejapa Power AES CLESA* CESSA CASSA** Subtotal ,652.1 Inyección Nacional ,077.3 Importaciones Exportaciones Importaciones Netas Inyección Neta Total ,402.6 Fuente: Unidad de Transacciones *AES-CLESA realiza inyecciones provenientes de la red de distribución ** Inicio de operaciones 15/03/2003 bajo representación de EXCELERGY, S.A. Resumen Ejecutivo 25

27 1.2.3 INYECCIONES POR TIPO DE RECURSO En la gráfica No. 1, correspondiente a la inyección neta por tipo de recurso, se tiene la siguiente composición: 37.5% térmica, 33.1%, hidroeléctrica 21.9% geotérmica y 7.4% importaciones netas. No obstante haber disminuido su participación, tanto en el año 2002 como en el 2003, el recurso que aportó una mayor cuota de generación fue el térmico, 42.3% y 37.5%, respectivamente. Asimismo, la generación hidroeléctrica experimentó un crecimiento de 28.7% respecto al nivel observado el año 2002, y su cuota de participación se incrementó, pasando de 26.7% en el año 2002 a 33.1% en el Gráfica No. 1 INYECCIÓN NETA POR TIPO DE RECURSO, AÑO 2003 % IMPORTACIONES NETAS 7.4% HIDROELÉCTRICO 33.1% TÉRMICO 37.5% Fuente: Unidad de Transacciones GEOTÉRMICO 21.9% En el cuadro No. 3 se presenta el volumen y la estructura de las importaciones de energía eléctrica, éstas reportaron un valor GWh, de los cuales GWh provenían de Guatemala y 3.5 GWh de Honduras. Asimismo, se puede observar que los principales importadores son CLESA (51.5%), DELSUR (24.2%), CAESS (9.5%) y EXCELERGY (5.4%), en conjunto estos operadores concentraron el 90.6% de las importaciones totales de energía. Resumen Ejecutivo 26

28 El volumen de exportaciones por su parte reporta un crecimiento de 101.8%, pasando de 50.8 GWh en el año 2002 a GWh en el 2003; los principales exportadores fueron El Paso, quien exportó el 57.7%; Duke el 21.3%, y CEL el 16.0%. Estas empresas concentraron el 95% del volumen exportado. Cuadro No. 3 ESTRUCTURA DE LAS IMPORTACIONES Y EXPORTACIONES POR OPERADOR 2003 GWh IMPORTACIONES Operador Volumen Estructura Volumen Estructura CLESA % DELSUR % CAESS % % EXCELERGY % % LAGEO % % DUKE % % MERCELEC % % CEC % % ORIGEM % NEJAPA % EL PASO % % CEL % % DESVIOS % % DUKE-COMERC % EXPORTACIONES Total % % Fuente: Unidad de Transacciones SISTEMA DE TRANSMISIÓN La Empresa Transmisora de El Salvador, S.A. de C.V. (ETESAL), es la responsable del mantenimiento del sistema de transmisión nacional, incluyendo las líneas de interconexión con Guatemala y Honduras. El sistema de transmisión está compuesto actualmente por 36 líneas de 115 kv, 1 más con respecto al año pasado por haberse rehabilitado la línea Nejapa-Opico. La longitud total de dicho sistema es 1, km; además, dos líneas de 230 kv que interconectan el sistema de Transmisión de El Salvador con el de Guatemala y Honduras, cuya longitud en el caso de la línea hacia Guatemala es de 14.6 km y en Honduras es de 92.9 km. Adicionalmente se cuenta con 23 subestaciones de potencia, cuya capacidad de transformación instalada actualmente es de 2,065MVA. Resumen Ejecutivo 27

29 El número de interrupciones registradas, incluyendo las líneas de interconexión y los mantenimientos programados fueron 2,820, lo que refleja una reducción de 15.8% respecto a las 3,349 interrupciones reportadas en el año El cuadro siguiente refleja el detalle de las interrupciones por motivo ocurridas en el 2002 y Cuadro Nº 4 NUMERO DE INTERRUPCIONES POR MOTIVO Interrupciones Var. % Falla en líneas de transmisión % Mantenimiento en líneas de transmisión % Falla en circuitos de distribución 2,243 1, % Mantenimiento de líneas de distribución % Fallas en líneas de interconexión % Mantenimiento en líneas de interconexión % Actuación de EDLI 0 3 Total 3,349 2, % Fuente: Unidad de Transacciones, Anuario Estadístico 2003 Como se puede observar en el cuadro anterior, las interrupciones por fallas y mantenimiento en las líneas de transmisión se redujeron en 26.7% y 14.9%, respectivamente, respecto a los números reportados en el 2002; comportamiento similar registraron las interrupciones por fallas y mantenimiento en los circuitos de distribución, éstas se redujeron en 26.4% y 11.8%, respectivamente. En las líneas de interconexión se presentaron 16 interrupciones por fallas y 259 por mantenimiento, reflejando crecimientos de 128.6% y 388.7%, respectivamente. Producto de las fallas en el sistema de transmisión durante el año 2003, se reportó como energía no servida un volumen de 750,976 kwh lo que provocó una compensación por fallas de US$ 120, El porcentaje promedio de pérdidas de energía en el sistema de transmisión fue de 2.1%, 0.1% menos que las reportadas en el año Los operadores que inyectan potencia a la red de transmisión en forma permanente, tuvieron que pagar en concepto de Cargo por Uso de la Red de Transmisión (CUST) US$ 19, por MW al año, en el Para el año 2004, de conformidad a la nueva metodología aprobada por la SIGET, los operadores que inyecten energía a la red de transmisión deberán pagar en concepto de CUST, US$ por MWh inyectado. Resumen Ejecutivo 28

30 1.2.1 DEMANDA DE POTENCIA Y ENERGÍA La demanda máxima de potencia del Sistema Eléctrico Mayorista en 2003 fue de 785 MW, y se produjo el martes 16 de diciembre a las 18:30, lo que significó una aumento de 4.4% respecto a la demanda máxima registrada en 2002, cuyo valor fue de 752 MW. Es importante destacar que la demanda máxima de potencia comienza a mostrar una recuperación significativa, ya que en 2001 esta variable presentó una caída considerable. Gráfica No. 2 EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA MÁXIMA NETA ANUAL MW Año Fuente: CEL y Unidad de Transacciones La demanda de energía eléctrica en el Mercado Mayorista para el 2003, fue de 4,311.6 GWh, 3.78% más respecto al volumen reportado en 2002, el cual fue de 4,154.7 GWh. Las transacciones en el Mercado Mayorista de electricidad, en el año 2003, se realizaron de la siguiente manera: el Mercado de Contratos representó 51.42% y el Mercado Regulador del Sistema 48.57%, ver gráfica No. 3. Resumen Ejecutivo 29

31 Gráfica No. 3 DEMANDA DE ELECTRICIDAD EN EL MERCADO MAYORISTA GWh 100% 80% 60% 40% 20% 0% 2,003 ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC MRS (GWh) 2, CONTRATOS (GWh) 2, Fuente: Unidad de Transacciones La gráfica No. 4 presenta la estructura de compras por distribuidora, comercializadores y grandes clientes en el Mercado de Contratos y se observa que la demanda de CAESS representó 36.1% de la demanda total, DELSUR el 21.8%, AES- CLESA 15.8%, y el restante 26.3% repartido entre DEUSEM, EEO, ANDA y los comercializadores. Resumen Ejecutivo 30

32 Gráfica No. 4 DEMANDA DE ENERGÍA EN EL MERCADO DE CONTRATOS, 2003 GWh CARTOTEC. 0.0% CEL-COM. 0.2% LAGEO-COM 2.8% DEUSEM 1.4% EEO 6.1% ANDA 8.9% EXCELERGY 4.9% CONEC-ES 2.0% CLESA 15.8% DELSUR 21.8% TOTAL= 2,217.6 GWh CAESS 36.1% Fuente: Unidad de Transacciones LOS PRECIOS EN EL MRS El precio promedio anual en el Mercado Regulador del Sistema (MRS) para el año 2003 fue de US$72.48/MWh, lo cual significó aumento de 9.71% con respecto al promedio de 2002, que fue de US$66.06/MWh. El precio máximo se experimentó en el mes de julio, alcanzando un valor de US$ /MWh y el mínimo fue registrado en el mes de enero, con un valor de US$0.25/MWh. La gráfica siguiente muestra el comportamiento mensual de los precios en el MRS. Resumen Ejecutivo 31

33 Gráfica No. 5 COMPORTAMIENTO DE LOS PRECIOS DE LA ENERGÍA EN EL MRS, AÑO 2003 $/MWh ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC PROMEDIO MAXIMO MINIMO Fuente: Unidad de Transacciones 1.3 MERCADO ELÉCTRICO MINORISTA GENERACIÓN, DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA El Mercado Minorista de energía eléctrica está integrado por las pequeñas centrales de generación hidroeléctrica y auto-productores térmicos que venden excedentes y están conectados directamente al sistema de distribución; distribuidores; comercializadores; y, los consumidores finales de energía eléctrica. En este sentido, existen transacciones entre generadores y distribuidores, entre distribuidores y usuarios finales, y entre comercializadores, distribuidores y consumidores finales. En lo que se refiere a generadores térmicos, a partir del segundo semestre del 2003 la empresa Textufil, S.A. de C.V. adicionó 2 unidades operadas con Bunker C de 7.72 MW cada una, lo que la ha llevado a tener una capacidad instalada total de MW. En 2002 su capacidad instalada total era de 28.6 MW. Resumen Ejecutivo 32

34 Los generadores hidroeléctricos en pequeña escala son la Compañía Eléctrica Cucumacayán, S.A. de C.V.; Sensunapán, S.A. de C.V.; y, De Matheu y Cía., que en total tienen una capacidad instalada de 12.3 MW. Estos generadores venden su producción principalmente a las empresas distribuidoras, CAESS, DELSUR y AES- CLESA. Dentro de los autoproductores termoeléctricos más importantes que consumen la mayor parte de su generación y venden los excedentes a las empresas distribuidoras se encuentran los ingenios azucareros El Ángel, con 19 MW; y, el Ingenio La Cabaña, con 11 MW de capacidad instalada, respectivamente. En lo que se refiere a las empresas comercializadoras de electricidad, en 2003 entró en operaciones ORIGEM S.A. de C.V., una nueva empresa dedicada a esta actividad. La demanda final de energía eléctrica para el año 2003 fue de 3,770,221 MWh, lo que representó una aumento de 6.1% respecto al año anterior, cuando dicho valor fue de 3,552,189.0 MWh. Asimismo, en lo que se refiere al número de clientes, se experimentó un sensible incremento pasando de 1,162,071 a 1,218,455, de 2002 a 2003, lo que significa un aumento aproximado de 4.85% en el total de clientes respecto al año anterior (ver gráfica No. 6). Gráfica No. 6 CONSUMO FINAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y NÚMERO DE ABONADOS POR DISTRIBUIDORA, 2003 MWh 1,800,000 1,600,000 1,400,000 1,200,000 1,000, , , , ,000 0 CAESS DELSUR AES-CLESA EEO DEUSEM 500, , , , , , , , ,000 50,000 0 Clientes MWh 1,689, ,000, , , ,775.5 Clientes 472, , , ,627 49,568 Fuente: Empresas Distribuidoras Resumen Ejecutivo 33

35 1.3.2 TARIFAS AL USUARIO FINAL La tarifa al usuario final está integrada por tres componentes, el Costo de Atención al Cliente, Cargo por Uso de Red y Precio de la Energía. El primero y el segundo cambian cada 5 años con ajustes anuales y el último experimenta ajustes semestrales de conformidad a lo establecido en el Reglamento de la Ley General de Electricidad. Hasta el mes de mayo del año 2003 los ajustes del precio de la energía se efectuaron de forma mensual tal como se estableció a partir de enero de 2001; con la reforma al Artículo 90 del Reglamento, que entró en vigencia a partir de junio del 2003, dichos ajustes se realizan cada semestre. Teniendo en cuenta lo anterior, durante 2003 el precio promedio histórico al consumidor final experimentó siete ajustes durante el año, como se observa en el cuadro No. 5., estos ajustes se han presentado principalmente por las variaciones en el cargo por energía, variable que está asociada al comportamiento de los precios de la energía en el MRS. Cabe mencionar que los valores que se presentan en dicho cuadro son datos construidos a partir de la información proporcionada por las empresas distribuidoras. Cuadro No. 5 PRECIO PROMEDIO HISTÓRICO AL CONSUMIDOR FINAL POR EMPRESA DISTRIBUIDORA, 2003 US$/kWh EMPRESA Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Total CAESS DELSUR AES-CLESA EEO DEUSEM TOTAL Fuente: SIGET En el cuadro No. 6 se presentan los precios promedios históricos de las empresas de distribución, sin considerar subsidios a los consumos residenciales inferiores a 100 kwh mensuales. A partir del mes de julio de 2003 se registró una disminución en el precio promedio total, en relación al precio promedio de los meses anteriores. El precio promedio total del año 2003, fue de (US$/kWh), lo que significó un aumento de 4.37% con respecto al año 2002, ya que ese año dicha variable fue de (US$/kWh). Resumen Ejecutivo 34

36 CUADRO No. 6 PRECIOS PROMEDIOS POR TIPO DE TARIFA ELÉCTRICA A LOS USUARIOS FINALES DE LAS DISTRIBUIDORAS (SIN SUBSIDIO) Tipo de Tarifa Eléctrica Ene-03 Feb-03 Mar-03 Abr-03 May-03 Jun-03 ($/kwh) ($/kwh) ($/kwh) ($/kwh) ($/kwh) ($/kwh) BAJA TENSION I.- PEQUEÑAS DEMANDAS ( 0 < kw < 10 ) Total Residencial Uso General Alumbrado Público II.- MEDIANAS DEMANDAS ( 10 < kw < 50 ) MEDIA TENSION I.- MEDIANAS DEMANDAS ( 10 < kw < 50 ) II.- GRANDES DEMANDAS ( > 50 kw) TOTAL Tipo de Tarifa Eléctrica Jul-03 Ago-03 Sep-03 Oct-03 Nov-03 Dic-03 PROMEDIO ($/kwh) ($/kwh) ($/kwh) ($/kwh) ($/kwh) ($/kwh) ANUAL BAJA TENSION I.- PEQUEÑAS DEMANDAS ( 0 < kw < 10 ) Total Residencial Uso General Alumbrado Público II.- MEDIANAS DEMANDAS ( 10 < kw < 50 ) MEDIA TENSION I.- MEDIANAS DEMANDAS ( 10 < kw < 50 ) II.- GRANDES DEMANDAS ( > 50 kw) TOTAL Fuente: SIGET Resumen Ejecutivo 35

37 US$ Gráfica No. 7 PRECIOS PROMEDIOS HISTÓRICOS TOTALES EMPRESAS DISTRIBUIDORAS, 2003 (SIN SUBSIDIO) Ene-03 Fuente: SIGET Feb-03 Mar-03 Abr-03 May-03 Jun-03 Jul-03 Ago-03 Sep-03 Oct-03 Nov-03 Dic-03 Mes Para los usuarios residenciales con un consumo inferior a 100 kwh, se subsidia el 85% del diferencial de la tarifa plena con respecto al precio máximo establecido en noviembre de 1999, los cuales son los siguientes: Consumo mensual de 1 kwh e inferior a 50 kwh : US$ por kwh Consumo mensual de 50 kwh e inferior a 100 kwh : US$ por kwh Teniendo en cuenta lo anterior, se estima que en promedio se subsidia el 56.77% de la energía para los usuarios que consumen entre 0 y 49 kwh y el 42.7% para los que consumen entre 50 y 99 kwh CALIDAD DEL SERVICIO DE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN La Superintendencia General de Electricidad y Telecomunicaciones, SIGET, por medio de los acuerdos 20-E-2002 y 69-E-2002 se encuentra supervisando que las empresas distribuidoras le proporcionen un mejor servicio a sus clientes. Esta calidad se enfoca en 3 aspectos: a) Calidad del Servicio Técnico, la cual mide el número de interrupciones y sus tiempos. Resumen Ejecutivo 36

38 b) Calidad del Servicio Comercial, en la que se mide la atención a los clientes por medio de la calidad en la facturación, tiempos de solución de reclamos comerciales, de conexiones, restablecimiento de servicios, respuesta a consultas, entre otros. c) Calidad del Producto Técnico, ésta evalúa la calidad de los niveles de tensión que las distribuidoras entregan a sus clientes y los niveles de perturbación (ya sea por armónicos o flicker) que existen en la red. Para evaluar cada una de las calidades se utilizan índices, los cuales tienen un límite de acuerdo a la etapa de implementación; el 30 de junio de 2003 finalizó la etapa de prueba (que había comenzado en octubre de 2002), e inició la de transición, la cual durará hasta diciembre del año 2004 y posteriormente iniciará la etapa de régimen; en la cual la distribuidora está obligada a compensar a sus clientes por incumplir los límites establecidos para dicha etapa CALIDAD DE SERVICIO TÉCNICO Los índices a evaluar en lo que respecta a la Calidad de Servicio Técnico son: FMIK: Es la frecuencia media de interrupción por kva y representa la cantidad de veces que el kva promedio de la Empresa Distribuidora sufrió una interrupción de servicio en el período analizado TTIK: Es el tiempo total de interrupción por kva y representa el tiempo en valor medio, que cada kva del conjunto considerado estuvo sin suministro en el año. SAIFI: Es el índice de frecuencia de interrupción promedio del sistema (interrupciones /usuarios del sistema /año). SAIDI: Es el índice de duración de interrupción promedio del sistema (horas/ usuarios del sistema/ año). El siguiente cuadro muestra los límites establecidos para los índices descritos anteriormente: CUADRO No. 7 LÍMITES Indicador Prueba Transición Régimen Urbano Rural Urbano Rural Urbano Rural FMIK TTIK SAIFI SAIDI SAIFI us *** *** *** *** 8 10 SAIDI us *** *** *** *** Resumen Ejecutivo 37

39 Los gráficos que se presentan a continuación describen el comportamiento de los índices anuales que ha presentado cada empresa Distribuidora, se puede apreciar que cada mes el índice presenta un valor más alto, esto es debido a que por ser un índice anual es acumulativo. Gráfica No INDICADORES CAESS FMIK URBANO FMIK RURAL TTIK URBANO TTIK RURAL SAIDI URBANO SAIDI RURAL SAIFI URBANO SAIFI RURAL Ene-03 Feb-03 Mar-03 Abr-03 May-03 Jun-03 Jul-03 Ago-03 Sep-03 Oct -03 Nov-03 Dic-03 INDICADOR SIGET Fuente: CAESS Gráfica No INDICADORES DELSUR FMIK URBANO FMIK RURAL TTIK URBANO TTIK RURAL SAIDI URBANO SAIDI RURAL SAIFI URBANO SAIFI RURAL Ene-03 Feb-03 Mar-03 Abr-03 May-03 Jun-03 Jul-03 Ago-03 Sep-03 Oct - 03 Nov-03 Dic-03 INDICADOR SIGET Fuente: DELSUR Resumen Ejecutivo 38

40 Gráfica No INDICADORES CLESA FMIK URBANO FMIK RURAL TTIK URBANO TTIK RURAL SAIDI URBANO SAIDI RURAL SAIFI URBANO SAIFI RURAL Ene-03 Feb-03 Mar-03 Abr-03 May-03 Jun-03 Jul-03 Ago-03 Sep-03 Oct -03 Nov-03 Dic-03 INDICADOR SIGET Fuente: AES-CLESA Gráfica No. 11 INDICADORES EEO Ene-03 Feb-03 Mar-03 Abr-03 May-03 Jun-03 Jul-03 Ago-03 Sep-03 Oct FMIK RURAL TTIK RURAL SAIDI SAIFI Nov-03 Dic-03 INDICADOR SIGET Fuente: EEO Gráfica No INDICADORES DEUSEM FMIK RURAL TTIK RURAL SAIDI SAIFI Ene-03 Feb-03 Mar-03 Abr-03 May-03 Jun-03 Jul-03 Ago-03 Sep-03 Oct - 03 Nov-03 Dic-03 INDICADOR SIGET Fuente: DEUSEM Resumen Ejecutivo 39

41 De lo anterior, se puede observar el incumplimiento por parte de las empresas distribuidoras a los límites establecidos por SIGET. Como consecuencia de estos resultados las distribuidoras realizarán, en el año 2004, inversiones para mejorar la infraestructura de distribución eléctrica, con la finalidad de mejorar la calidad del servicio CALIDAD DE PRODUCTO TÉCNICO Con respecto a la Calidad de Producto Técnico, a principio del primer semestre de 2003 se inició la Campaña de Medición de Tensión, con la cual cada mes las distribuidoras miden un porcentaje representativo de usuarios en BT y MT; la SIGET les envía el listado de dichos usuarios resultado de un sorteo aleatorio, cuando las mediciones realizadas resultan fuera de los límites admisibles, están en la obligación de realizar inversiones para mejorar las redes eléctricas. La Campaña de Perturbaciones comenzó hasta la etapa de transición, es decir, a partir de julio, el objetivo de esta campaña es ubicar niveles de perturbaciones en la red fuera de límites y proceder a solucionarlos, las distribuidoras miden mensualmente 1 cliente por cada 60,000 usuarios en flicker y otro en armónicas. CAMPAÑA DE MEDICIÓN DE TENSIÓN Para evaluar al calidad en la tensión se utilizan los siguientes índices: FEBper: Es la frecuencia equivalente dentro de los límites admisibles, debe ser igual o mayor al 97%. FEBnoper: Es la frecuencia equivalente dentro de los límites no permitidos, la cual tiene un límite del 3% FEEC B : Es la frecuencia equivalente por energía consumida desagregada por rango de tensión; se puede dividir en FEECnoper y FEECper; el subíndice B representa cada banda, y será utilizada para fines de compensación cuando entre la etapa de régimen. Para la etapa de transición los límites permitidos en baja tensión (<600V) son ±8% y ±9% en el área urbana y rural, respectivamente; y en media tensión (600V<V<115kV) son ±7% y ±8% correspondientes al área urbana y rural. Estos porcentajes representan el grado de desviación de la tensión medida con respecto a la nominal; y una banda está dada entre un punto porcentual y otro. Cada medición realizada es de una semana en intervalos de 15 minutos, los cuales representan los registros (672 en total), y de cada uno se obtiene una desviación; cuando ésta sobrepasa los límites establecidos pasa a formar parte del FEBnoper, de lo contrario se suma al FEBper. Resumen Ejecutivo 40

42 En el siguiente gráfico se aprecia el comportamiento del índice FEBnoper, frecuencia equivalente en límites no permitidos anual, para cada empresa distribuidora, resultado de las diferentes zonas aleatorias que les ha correspondido medir durante el Gráfica No. 13 FEBnoper anual Límite DEUSEM EEO CLESA DELSUR CAESS 3% 3.49% 5.45% 5.45% 7.98% 8.46% Fuente: EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Del gráfico anterior, se concluye que ninguna distribuidora cumplió con el mínimo de Calidad de Producto Técnico que indican las Normas de Calidad emitidas por SIGET; pues, los resultados de las mediciones realizadas durante el año 2003, reflejan un FEBnoper superior al 3%. Con respecto a este punto, existe el compromiso de las empresas distribuidoras de corregir los problemas detectados durante la Campaña de Medición de Tensión. CAMPAÑA DE FLICKER Y ARMÓNICAS Las mediciones para determinar la presencia del efecto de parpadeo (Flicker), se realizan en los terminales de baja tensión de los transformadores instalados en la red de distribución, al igual que en los transformadores de potencial de las subestaciones, o en cualquier punto donde se sospeche que pueda haber inyección del Efecto de Parpadeo. Las mediciones para determinar los niveles de armónicas, son realizadas en los terminales de baja tensión de los transformadores instalados en las líneas de distribución, o en el punto de entrega del usuario individual. El período de medición es de 14 días calendario, en intervalos de 10 minutos; los límites se encuentran definidos en el Acuerdo 20-E-2002 y se considera una medición fuera de tolerancia cuando los límites son superados durante más del 5% del período de medición. El siguiente cuadro nos refleja los porcentajes de registros fuera de tolerancia medidos por cada distribuidora durante el segundo semestre del año 2003; es de hacer notar que dichos porcentajes son producto de todas las mediciones realizadas en dicho período. Resumen Ejecutivo 41