PRIMER INFORME DE SEGUIMIENTO TRIMES TRAL AL … · Primer Informe Trimestral- Programa de Gestión Julio- Septiembre de 2016 6. Mejoramientos de los procesos y canales de atención

Primer Informe Trimestral- Programa de Gestión Julio- Septiembre de 2016

PRIMER INFORME DE SEGUIMIENTO TRIMESTRAL AL

CUMPLIMIENTO DEL PROGRAMA DE GESTIÓN POR

ELECTRICARIBE S.A. E.S.P.

LA GUAJIRA

MAGDALENA

BOLIVAR

CESAR

SUCRE

CÓRDOBA

ATLÁNTICO


1. INTRODUCCIÓN

La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (en adelante, Superservicios o SSPD), en ejercicio de sus funciones de Seguimiento, vigilancia y control establecidas en la Ley 142 de 1994 y acorde con las herramientas otorgadas en el artículo 87 del Plan Nacional de Desarrollo - Ley 1753 de 2015, impuso a Electricaribe S.A. E.S.P. (en adelante, Electricaribe) el 14 de Junio de 2016, el programa de gestión “Energía Digna para el Caribe”. En este programa, se establecen unas metas gestionables asociadas a las actividades de distribución y comercialización, focalizadas en última instancia, al mejoramiento de la confiabilidad, calidad y continuidad en la prestación del servicio de energía eléctrica. Esto, a través de la ejecución de las inversiones y mantenimientos requeridos para la modernización, reposición y mantenimiento de la infraestructura del sistema de distribución local, reducción de pérdidas, así como la optimización de los procesos de atención al cliente, a través de la implementación de herramientas más ágiles y socialmente responsables con el usuario final. Los seis ejes bajo los cuales se enmarca el programa de Gestión son los siguientes procesos: 1. Inversiones: Ejecución y priorización de las inversiones teniendo como referente las obras

propuestas en Plan5Caribe. Adicionalmente para el seguimiento en la ejecución de las inversiones, la SSPD tiene en cuenta los municipios que registran la mayor frecuencia de las interrupciones, así como los circuitos peor servidos.

2. Mantenimientos: Incremento de los mantenimientos predictivos, preventivos y programados, dirigidos a la disminución de la duración de las interrupciones y sustentación de los criterios técnicos con los cuales se deberán realizar los mantenimientos en alta, media y baja tensión. El Indicador de Efectividad de Mantenimiento, no tendrá peso en la valoración del programa de gestión durante el año 2016. Esto dado que se carece de información histórica o de referencia para el establecimiento de sus metas y los límites de porcentaje de demanda no atendida.

3. Pérdidas: Reducción del porcentaje de pérdidas en el mercado, que permita la recuperación de los costos de la energía que Electricaribe adquiere en el mercado de energía mayorista y que no factura, a efectos de que se cuente con una mayor liquidez para la ejecución de mantenimientos e inversiones.

4. Indicadores de Calidad: Evaluar que los usuarios de la Región Caribe tengan acceso a un servicio de energía en condiciones de calidad, confiabilidad y continuidad en termino de los indicadores de calidad, utilizados como referentes internacionales: SAIDI- Duración de las interrupciones y SAIFI–Frecuencia de las Interrupciones.

5. Recaudo: Indicador que hace seguimiento a la administración de la empresa tendiente a incrementar los porcentajes de recaudo corriente y recuperación de la cartera vencida, ingresos asociados a la comercialización de energía eléctrica en los cuales está fundamentado, en gran parte, la viabilidad financiera de la empresa.


6. Mejoramientos de los procesos y canales de atención al cliente: Diseño y adopción de

procedimientos no solo más ágiles para la atención de los usuarios, sino también, más precisos y pedagógicos los cuales orienten a éstos sobre sus derechos y deberes. En este mismo sentido, los canales de atención a los usuarios deberán ser funcionales, oportunos y responder en todo caso a las necesidades del cliente y lograr en lo posible que la solución se de en el primer contacto, contribuyendo a la recuperación de la confianza por parte de los clientes. Por lo cual se deberán identificar estrategias de relacionamiento acorde con la condición y tipo de necesidad de los clientes. En todo caso y en paralelo con la evaluación de los indicadores definidos en el Programa de Gestión, la Superintendencia de Servicios Públicos efectuara seguimiento, como eje transversal, a la situación financiera de la empresa. Específicamente al cumplimiento de las obligaciones de Electricaribe para garantizar la operación y continuidad del servicio (Mercado Mayorista de Energía Eléctrica, Generadores, Proveedores, Nómina) así como a la ejecución de inversiones en modernización, reposición y expansión, y aquellos mantenimientos requeridos. Específicamente y acorde con el seguimiento mensual efectuado, durante el trimestre de Julio- Octubre, se registra la siguiente evolución del cumplimiento de las metas respecto a los topes máximos admisibles e incumplimiento de uno de ellos, como se describe a continuación:

Para el cumplimiento del programa se establecieron

indicadores de seguimiento al desempeño de las siguientes

áreas: Inversiones, Mantenimientos, Calidad, Pérdidas,

Recaudo y Canales de Atención al Cliente


RESUMEN EJECUTIVO– DESEMPEÑO INDICADORES

1.1. Inversiones Las inversiones ejecutadas por Electricaribe en el Sistema de Distribución Local durante el primer trimestre de vigencia del Programa de Gestión, ascendieron a $ 36.373 Millones de Pesos, ejecutándose en los meses de julio, agosto y septiembre: $10.964 MCOP $9.771 MCOP y $ 15.639 MCOP, respectivamente. De otra parte y respecto a las inversiones acumuladas a Septiembre de 2016, se registra una ejecución del 64.54%, equivalente a $ 83.902 Millones de Pesos, quedando pendiente por ejecutar un 35.46%, en los siguientes tres meses. Lo anterior implica Electricaribe deberá ejecutar unas inversiones del orden de $ 46.098 Millones de Pesos, entre octubre y diciembre, para alcanzar el cumplimiento de la meta establecida ($130.000 Millones de Pesos) 1.2. Calidad

La duración y frecuencia de las interrupciones promedio en el mes de septiembre, en el mercado de Electricaribe, fueron de 8.59 horas/mes y 9.19 veces/mes, respectivamente, para un SAIDI acumulado de 66.53 horas y un SAIFI de 72.51 veces durante el periodo Enero - Septiembre. Bajo estos niveles de calidad, Electricaribe se encuentra a un 11,29% de incumplir la meta del número máximo de horas de interrupción al año establecida en 75 Horas y a un 7,83% de incumplir la meta del número máximo de frecuencia de las interrupciones fijada en 78.67 veces, para el 2016. 1.3. Pérdidas

El índice de pérdidas de Electricaribe para el mes de julio fue de 22.69%, incrementándose estas pérdidas en el mes de agosto a 25.17% y disminuyéndose a un 19.30% en septiembre. Las pérdidas acumuladas a Septiembre se encuentran del orden de 21.40%, por lo cual Electricaribe ha sobrepasado la meta fijada en el Programa de Gestión para diciembre de 2016, que es del orden del 20.73%. 1.4. Recaudo

El recaudo acumulado promedio de Enero- Septiembre asciende a 83.15%, registrándose en el mes de julio el nivel más bajo de recaudo el cual llego al 80,82%, seguido por el mes de septiembre con un recaudo del 81.16%. La tendencia durante el trimestre ha sido la siguiente: El recaudo, en el mes de agosto, registro un incremento del 1.14% respecto a julio, alcanzando un 82.68% y este a su vez, volvió a descender en un 2.0%, llegando al recaudo citado del mes de septiembre a un 81.16%. En relación a la meta de cumplimiento de recaudo definida en el Programa de Gestión del 84.50%, Electricaribe se encuentra a un 1.6 puntos porcentuales de alcanzar la respectiva meta.


1.5. Mantenimiento Aunque para el año 2016, no se establece en el Programa de Gestión una meta específica de cumplimiento en lo referente a los mantenimientos, se está construyendo dicho indicador con base en los principales resultados que ha arrojado dicho seguimiento al programa de trabajos de mantenimientos e inversión, registrándose en Agosto unos gastos de mantenimientos del orden de $ 6.738 Millones de pesos, concentrados en un 51.41% en brigadas de operación local, un 14.50% destinados a materiales para el mantenimiento de las estructuras de media tensión y un 13.01% a la poda y tala de árboles. 1.6. Atención al Cliente

En cuanto al indicador de atención al cliente, que consta de varias variables sujetas de seguimiento, se registran avances principalmente en cuanto al cumplimiento de la adecuación de los centros de atención al cliente, en las ciudades capitales. Se destaca entre los meses de Julio, Agosto y Septiembre la ampliación y adecuaciones locativas exigidas en el centro de atención al cliente- La Unión Barranquilla, la oficina principal de Montería, así como la reubicación de la oficina de La Guajira- Majayura. También, la apertura del centro de atención Americano Barranquilla (10 gestores de front office). Respecto de las exigencias asociadas a las adecuaciones logísticas en los centros de atención al cliente, consistentes en la implementación de nuevos modelos de atención en Sala y Plan de Cultura del Servicio, se destaca el estudio de diagnóstico realizado para determinar los obstáculos que se presentan en las diferentes oficinas y puntos de atención al cliente, así como en procesos, comunicaciones, herramientas tecnológicas y de infraestructura, que afectan el modelo de servicio prestado al usuario final de manera negativa. En lo referente al índice de disminución de las reclamaciones en segunda instancia en un 5%, respecto al año inmediatamente anterior, se registraron en el trimestre julio-septiembre de 2016 unas 18.327 reclamaciones versus unas reclamaciones para el mismo trimestre en la vigencia de 2015 del orden de 9.012. Por lo tanto, respecto al periodo evaluado, en vez de disminuir las reclamaciones contra Electricaribe en línea con la meta del 5%, estas se han incrementado en un 100%.


2. RESULTADOS INDICADORES PROGRAMA DE GESTION CON CORTE A SEPTIEMBRE


3. ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS DEL PROGRAMA DE GESTION CON CORTE A SEPTIEMBRE

3.1. INVERSIONES

Las inversiones que deberá ejecutar Electricaribe en el Sistema de Distribución local, durante el año 2016, acorde con las exigencias establecidas en el Programa de Gestión son de $ 130.000 MCOP. Con corte al mes de Septiembre, se han ejecutado unas inversiones del orden de los $83.902 Millones de pesos, registrándose una ejecución del 64.54% respecto a la meta prevista. Con el objeto de dar cumplimiento a la meta establecida Electricaribe deberá invertir entre octubre y diciembre la suma de $ 46.098 Millones de Pesos.

Gráfica No. 1

La gráfica 1 pone en evidencia que, para cumplir con la meta de 2016, Electricaribe tendría que durante los tres meses restantes mantener un ritmo de inversiones mensuales del orden de $15.000 Millones de Pesos para cumplir con la meta establecida en el Programa de Gestión. 3.1.1. Inversiones en el Sistema de Distribución Local – Septiembre de 2016 Específicamente, durante los meses de Julio, Agosto y Septiembre se invirtieron $ 10.964 MCOP, $ 9.770 MCOP y $ 15.639 Millones de Pesos, respectivamente, en los 7 Departamentos, incluyendo inversiones comunes o a nivel centralizado en toda la Región Caribe. Cabe anotar que durante este tercer trimestre se han ejecutado el mayor nivel de inversiones, en total $ 36.373 Millones de pesos, versus $ 27.802 Millones de Pesos en el segundo semestre y $ 19.726 Millones de Pesos en el primer trimestre.


Gran parte de las inversiones del mes de Julio, específicamente, el 45% del monto ejecutado, se concentraron en el Departamento del Atlántico ($ 2.802 MCOP) impulsadas por el Plan15mil Barranquilla, así como en el Departamento de Bolívar ($2.130 MCOP), ante las altas interrupciones que presentan los circuitos de media tensión de estos dos departamentos. Dicha tendencia de concentración de las inversiones, se presentó igualmente en el mes de Agosto, en donde el 53.42% de las inversiones fueron ejecutadas en los Departamentos de Atlántico ($2.210 MCOP) y Bolívar ($3.010 MCOP). Marginalmente, en el mes de Agosto, se efectuaron inversiones en los Departamentos de La Guajira y Sucre, del orden de los $ 167 y $ 252 Millones de Pesos, respectivamente. En el mes de Septiembre, también se atomizaron en un 62%, las inversiones tanto en Atlántico como en Bolívar ($3.348 y $ 6.416 Millones de Pesos). Particularmente, en el Departamento de Bolívar se invirtió el doble en el mes de Septiembre, en relación a Agosto, ante una mayor ejecución del proyecto de Reposición de los tramos submarino y subterráneo de la línea 622, entre las subestaciones Termocartagena y Bocagrande. Igualmente, se incrementaron las inversiones en Sucre, ejecutándose $ 1.435 Millones, más de lo invertido en total en Julio y Agosto ($ 913 Millones) ante el desarrollo de obras asociadas a la línea Chimú- Boston 110 kW. Adicionalmente y como se demuestra en la siguiente gráfica, el mayor monto de inversiones registrado en el transcurso de este año ha sido en Septiembre ($10.965), incrementándose estas en $ 5.868millones de pesos, respecto al mes inmediatamente anterior:

Gráfica No. 2


En cuanto a las inversiones por tipología, se focalizaron en todos los departamentos y acumulado al mes de Septiembre, en un 66% en el mejoramiento de la calidad del servicio, seguida con un 22% en la gestión de pérdidas y un otro 12% entre inversiones de sistemas para el mejoramiento del ciclo comercial y equipos para la optimización de los sistemas de información de distribución.

Gráfica No. 3

Gráfica No. 4

A continuación se indican las principales obras ejecutadas y el monto total invertido por


departamento, acumulado a septiembre de 2016, categorizando el respectivo porcentaje de ejecución.

Gráfica No. 5

INVERSIONES ENERO- SEPTIEMBRE /2016- PROGRAMA DE GESTION

Como se observa en el anterior mapa geográfico, los proyectos de inversión que registran cierto nivel de avance y/o ejecución, consisten en la construcción y finalización de algunas subestaciones, proyectos estos que venían retrasados de vigencias anteriores, así como la repotenciación de algunos circuitos. Los proyectos más significativos y de gran impacto en los cuales se han atomizado las inversiones en el III trimestre son: (i) Adecuación del segundo circuito Chinú-Boston a 110 kW, mediante la construcción de 4 Km de línea y la instalación de las respectivas bahías en ambas subestaciones; (ii) Reposición de los tramos submarino y subterráneo de la línea 622 entre las subestaciones Termocartagena y Bocagrande; y (iii) Plan15 Mil Barranquilla.


3.1.2. Retraso significativo en la ejecución de inversiones

Los proyectos que se requieren ejecutar con mayor urgencia, en cada uno de los departamentos, son aquellos asociados a la ampliación de la transformación de las subestaciones, debido al crecimiento de la demanda y agotamiento de la infraestructura existente. Igualmente, los proyectos de arquitectura de red que brindan confiabilidad y calidad, evitando demanda no atendida. A continuación se describe el porcentaje de avance de cada uno de los proyectos al mes de Septiembre, respecto a lo planeado, así como el monto de inversiones previsto ejecutar en el 2016 y número de usuarios beneficiados. 3.1.2.1. Departamento de Bolívar

Tabla No.1

Nueva Ternera 11 y 12: Importancia estratégica de avanzar en la implementación de nuevos circuitos de 13.8 kW en Ternera 1 y Ternera 12, ya que el sur de Cartagena se encuentra a punto de colapsar, ante la sobrecarga que se presenta en Nueva Ternera, producto del incremento de la demanda del segmento comercial, residencial y parte de la zona industrial que se encuentra adyacente a mamonal.


Se registra a la fecha un 0% de ejecución respecto al 25% proyectado ejecutar en el 2016 para el nuevo circuito de Ternera 11 y un 0% de ejecución respecto al 35% proyectado ejecutar en el 2016 para el nuevo circuito de Ternera 12. La inversión real en el 2016 ha sido de 49 millones respecto a una inversión proyectada de 709 millones de pesos.

Reposición Cable Submarino y Subterráneo- Línea 622: Esta línea del sistema de Transmisión Regional tiene muchos años de antigüedad, por lo cual se requiere de la reposición del cable submarino y subterráneo para darle confiabilidad a las zonas de Bocagrande, Castillo grande, Centro Histórico, en donde actualmente se desarrollan grandes proyectos del sector comercial (C.C. Bocagrande Plaza, C.C. Nao Fun Shopping) , sector hotelero (Almirante Estelar, Intercontinental, Oxxo, Sheraton y más de 10 hoteles boutiques en el centro amurallado), sector residencial (más de 1000 nuevos apartamentos de estrato 6). Hoy día solo existe un punto de suplencia.

La ejecución del proyecto se encuentra en el 72% de ejecución respecto al 92% proyectado ejecutar en el 2016, asignándose recursos del orden de $ 280 Millones de Pesos de los $ 6.866 Millones de Pesos Previstos.

Zaragocilla 10: El desarrollo de este proyecto de arquitectura de red, le daría refuerzo al corredor de carga y acceso al puerto de Cartagena, mejorando la confiabilidad y competitividad de la zona portuaria.

Membrilla 5: Este proyecto también de arquitectura de red, mejoraría el sector industrial ubicado en esta zona, el cual frecuentemente se ve afectado por las interrupciones o descargas programadas que se efectúan ante la saturación de la red producto de la demanda incremental.

Bosque 01 y 02: El reemplazo de los transformadores del Bosque 01 y 02, se constituye en un proyecto prioritario para atender el crecimiento de demanda mixta (Residencial y Comercial). A la fecha se ha invertido solo 7 millones de los $ 1.270 Millones de pesos previstos ejecutar en el 2016. La obra presenta un avance del 6% del 44% previsto.

Adicionalmente a la ejecución de inversiones en los proyectos específicos citados, se invirtió de manera generalizada y recurrente en elementos de reposición y modernización de las redes y subestaciones del Departamento de Bolívar que suman $ 19.287 Millones de Pesos. Se concluye que el Departamento de Bolívar es el segundo que registra el mayor monto de inversiones, acumulado a Septiembre de 2016, con $ 20.505 Millones de Pesos, inversiones estas que se han focalizado en proyectos transversales y recurrentes como la reposición de elementos de la red y en los proyectos específicos descritos anteriormente: la repotenciación del cable submarino y terrestre de Bocagrande e instalación de arquitectura de red del circuito Membrilla 5.


3.1.2.2. Departamento del Atlántico

Por su parte, el Departamento del Atlántico, es el que reporta el mayor volumen de inversiones en la Región Caribe, con un valor de $ 24.558 Millones de Pesos, acumulado al mes de Septiembre. Gran parte de las inversiones en el Departamento han sido jalonadas por el Plan15Mil Barranquilla, que incluye la construcción de los nuevos circuitos de 13.8 kW Barranquilla 5, 6, 7, 8 y 9; y la ejecución de proyectos estratégicos como la culminación de la subestación Juan Mina, que venía en desarrollo de vigencias anteriores y que mejorara la confiabilidad en la Zona Norte de Barranquilla y corredor residencial, comercial y de bodega industrial.

Tabla No. 2

Transversalmente, se han ejecutado otros proyectos de inversión recurrentes en el Departamento del Atlántico, tales como la reposición de equipos, líneas y subestaciones que ascienden a $ 18.086 Millones de Pesos.

A continuación se detallan las principales actuaciones que se han efectuado sobre los circuitos que atienden Barranquilla:


Tabla No. 3

Respecto al Plan15MilBarranquilla con el cual busca mejorar el servicio de energía en la ciudad, interviniendo 259 kilómetros de redes correspondientes al 22% de la red de media tensión, (26 circuitos del norte y 28 circuitos del sur) de media tensión a 13,2kV y una línea a nivel de 34,5kV, se registra el siguiente nivel de avance en términos de Kilómetros intervenidos:

Kms proyectados

intervenir

Kms Realmente Intervenidos

Proyectado (Millones de

Pesos)

Real Ejecutado (Millones de

Pesos)

Barranquilla Norte

154 13.6 $ 8.380 $ 1.138

Barranquilla Sur 105 17.1 $ 6.233 $ 1.852

Total Barranquilla 259 30.7 $14.613 $ 2.990

3.1.2.3. Departamento del Magdalena En el Departamento del Magdalena se han ejecutado unas inversiones por valor de $ 4.495 Millones de Pesos, acumulado al mes de Septiembre. Gran parte de las inversiones en el Departamento han sido direccionadas a la adecuación/cambio de estructuras de la Línea 711 y proyectos de inversión recurrentes como la reposición de equipos, líneas y subestaciones que ascienden a $ 3.745 Millones de Pesos. Los principales proyectos registran el siguiente grado de evolución:


Tabla No. 4

Subestación Ciénaga: Proyecto estratégico para la confiabilidad de Ciénaga que es uno de los municipios que registra continuos racionamientos. A la fecha se registra una ejecución del 6% respecto al 46% previsto ejecutar a noviembre del año en curso.

Subestación Gaira: Importante avanzar en su ejecución para garantizar la competitividad y crecimiento del sector industrial ubicado en pozos colorados y el turismo en el Rodadero, respecto al cual no hay avance ante la priorización de otras obras.

3.1.2.4. Departamento del Cesar

Las inversiones acumuladas al mes de Septiembre de 2016, en el Departamento del Cesar ascienden a $ 6.238 Millones de Pesos. Dichas inversiones se han focalizado en proyectos transversales y recurrentes como la reposición de elementos de la red y modernizaciones de activos, cuyo monto asciende a $ 5.632 Millones de Pesos y el desarrollo de proyectos específicos, tales como, la adecuación del circuito Valledupar 4 y Codazzi 3, así como el segundo circuito Copey- Bosconia.


Tabla No. 5

3.1.2.5. Departamento de La Guajira

En lo que respecta a la evolución de las inversiones de Distribución Local y del resorte de Electricaribe, en el Departamento de Guajira, estas ascienden acumulado a Septiembre de 2016, a $ 2.733 Millones de Pesos. Dichas inversiones se han focalizado en proyectos transversales y recurrentes como la reposición de elementos de la red y modernizaciones de activos, cuyo monto asciende a $ 2.598 Millones de Pesos. En un menor monto, se ha invertido en el desarrollo de proyectos específicos, tales como, la ampliación de la transformación en la subestación Maicao, cuyas obras se han ejecutado básicamente, en el mes de septiembre; y la adecuación de los circuitos de Uribia 2, como se describe a continuación:

Tabla No. 6


3.1.2.6. Departamento de Córdoba

Las inversiones de Distribución Local en el Departamento de Córdoba al mes de Septiembre de 2016, ascienden a $ 7.456 Millones de Pesos. Dichas inversiones se han focalizado principalmente en proyectos recurrentes como la reposición de elementos de la red y modernizaciones de activos, cuyo monto asciende a $ 7.390 Millones de Pesos y el desarrollo de proyectos específicos, tales como, la adecuación de los circuitos de Tierra Alta y obras asociadas al SDL de Cerete y Montería:

Tabla No. 7

Subestación Lorica: La finalización de esta obra aportaría a la confiabilidad y mejoramiento de la calidad- perfil de tensión- de siete municipios en el departamento de Córdoba, entre ellos, San Pelayo, San Bernardo, Monitos, Momil, Purísimo .

3.1.2.7. Departamento de Sucre

El Departamento de Sucre es uno de los que reporta el menor volumen de inversiones con un valor de $ 4.929 Millones de Pesos, acumulado al mes de Septiembre. Gran parte de las inversiones se han dirigido a complementar proyectos estratégicos como la línea Chimú- Boston y el desarrollo de proyectos transversales para la modernización y reposición de las redes, en el cual se han invertido $ 4.631 Millones de Pesos.


Tabla No. 8

Línea Chinú- Boston 110 Kv: Proyecto estratégico para contar con otra línea de suplencia para atender el crecimiento de la demanda de Sincelejo, la cual se encuentra al tope. Presenta una ejecución del 70% respecto al 96% previsto ejecutar. En el transcurso del año se ha invertido en este proyecto $ 290 Millones de Pesos de los $ 1.604 Millones de Pesos, inicialmente, previstos invertir. Cabe anotar que las obras en las subestaciones Boston y Chinú se encuentran finalizados desde el año 2013. Sin embargo, Electricaribe está a la espera de amparo policivo para solucionar problemas de acceso para la finalización de la línea y reposición de tramos robados.


3.2. CALIDAD DEL SERVICIO

Con el objeto de garantizar que los usuarios de la Región Caribe tengan acceso a un servicio de energía en condiciones de calidad, confiabilidad y continuidad se fijaron en el Programa de Gestión unos indicadores, utilizados como referentes internacionales, para evaluar tanto la duración de las interrupciones – SAIDI- así como la frecuencia de las mismas- SAIFI. Las metas anuales fijadas para estos indicadores en el 2016, tienen como objetivo reducir los montos registrados en el 2015, valores estos que están por encima del promedio nacional, permitiendo como máximo durante el año en curso unas interrupciones del orden de 75 horas/año y 78.67 veces/año, en una primera fase durante los siguientes cinco (5) años de vigencia del Programa de Gestión.

3.2.1. SAIDI La evolución de la duración acumulada de las interrupciones por usuarios, durante el periodo enero- septiembre de 2016 asciende a 66.53 horas. Se registra en el mes de Julio unas interrupciones promedio de 9.04 horas/mes, incrementándose estas a 10.05 horas/mes en Agosto y disminuyendo a 8.60 horas/mes en Septiembre, como se indica en la siguiente gráfica, registrándose en el mes de septiembre una mejora en este indicador de calidad:

Gráfica No. 7

En cuanto al comportamiento del SAIDI por departamentos, Córdoba es el que ha registrado la mayor duración de las interrupciones en cada uno de los meses del tercer trimestre con: 16.3 horas en el mes de julio, 15 horas en agosto y 11.08 en septiembre. En orden descendente, los otros departamentos que registran alta duración de las interrupciones y por encima del promedio SAIDI de la empresa que fue de 8.59 horas, durante el mes de septiembre, son: Magdalena con 9.8 horas/mes y Sucre con 8.72 horas/mes.


Gráfica No.8

3.2.2. SAIFI

En cuanto a la evolución de las frecuencias acumuladas de las interrupciones por usuario (Veces/año)- desde enero con corte a septiembre de 2016, estas ascienden a 72.51 veces, registrándose en el mes de julio unas interrupciones promedio de 9.06 veces, en agosto de 9.67 y una disminución de la frecuencia de las interrupciones en septiembre a 9.19 veces.

Gráfica No. 9


Al igual a lo ocurrido con la variable asociada a la duración de las interrupciones, en el caso de la frecuencia de las interrupciones, durante el mes de agosto, con 9.67 veces, se registró el mayor número de salidas de los circuitos y en los meses de enero y febrero, un menor número de interrupciones con 4.81 veces y 5.75 veces, respectivamente. En cuanto al comportamiento del SAIFI, el Departamento de Córdoba fue el que registro el mayor número de interrupciones en septiembre, con 13.83 veces, al igual que lo ocurrido en julio con 16.9 veces y en agosto 14.7 veces. Igual tendencia se repite en los otros meses de julio- septiembre donde, le siguen en orden descendente de frecuencia de interrupciones, Sucre con un promedio de interrupciones de 10.59 veces en septiembre y 10.0 veces en agosto y el departamento del Magdalena con una frecuencia de 10.88 en septiembre y 11.8 en agosto.

Gráfica No.10

A continuación se presenta geográficamente la evolución de los indicadores de calidad SAIDI y SAIFI para los meses de agosto y septiembre


Gráfica No. 11


3.2.3. Alta probabilidad de incumplimiento de las metas de calidad Respecto al cumplimiento de la meta, cabe anotar que en caso de que Electricaribe incremente la duración de sus interrupciones en 8.47 horas más, respecto a la duración acumulada de las interrupciones al mes de Septiembre (66.53 horas), sobrepasaría el tope máximo fijado como meta este primer año en el Programa de Gestión (75.00 Horas), generándose el incumplimiento de dicho indicador y por ende las sanciones correspondientes. Teniendo en cuenta la pendiente de la curva que se muestra en la Gráfica No. 12, existe una probabilidad alta de que Electricaribe incumpla con la meta, lo cual es motivo de preocupación para esta Superintendencia.

Gráfica No. 12

En lo que respecta al cumplimiento de la meta-SAIFI- en caso de que Electricaribe incremente la frecuencia de sus interrupciones en 7.16 veces durante el periodo octubre-diciembre, respecto a la duración acumulada de las interrupciones al mes de Septiembre (72.51 veces), sobrepasaría la meta fijada este primer año en el Programa de Gestión (79.67 Veces). En línea con la tendencia que se observa en la Gráfica No.13, la probabilidad de incumplimiento de esta meta es alta. Lo cual explica la evidente preocupación de la Servicios en materia de calidad en la prestación del servicio por parte de Electricaribe.


Gráfica No. 13

3.2.4. Relación entre calidad e inversiones por Departamento En vista del alto riesgo de que Electricaribe incumpla las metas de calidad y de inversiones, es necesario analizar la correlación con las inversiones ejecutadas y su impacto en la calidad del servicio. En efecto, se evidencia que tanto en agosto como en septiembre, en aquellos departamentos con un menor ritmo de inversiones, se presenta una mayor frecuencia de las interrupciones. Por ejemplo, en el departamento de Bolívar y Atlántico, donde se registran el mayor monto de inversiones en el mes agosto por $ 3.010 y $ 2.210 Millones de pesos, al igual que en septiembre con inversiones del orden de $6.416 y $3.348 respectivamente, la frecuencia de las interrupciones ascendió a 8.8 y 6.0 veces en agosto y a 7.91 y 6.09 en septiembre. Mientras que en otros departamentos, como es el caso de Córdoba y Sucre, donde se registra un menor monto de inversiones por solo $ 725 y $ 252 Millones de Pesos, en agosto el número o frecuencia de las interrupciones fue mayor, ascendiendo estas a 14.7 y 11.8 veces, respectivamente. Esta misma tendencia de unas altas interrupciones en septiembre de 13.83 y 10.59 veces se mantienen, respectivamente, para los departamentos de Córdoba y Sucre, dado el rezago de inversiones en el transcurso del año, pese a que en el mes de septiembre, particularmente, se invirtió el doble de lo invertido en otros meses.

ACUMULADO

4.81

10.56

16.98

26.66

36.11

44.59

53.6563.32

72.51

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

70.00

80.00

ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE

Cumplimiento de la Meta- Frecuencia Interrupciones - SAIFI

Limite maximo: 79.67 Veces


Gráfica No. 14


3.2.5. Calidad del servicio en el Sistema de Transmisión Regional - STR Es importante resaltar que los usuarios atendidos por Electricaribe como operador de red también registran interrupciones en la prestación del servicio por fallas en el Sistema de Transmisión Regional – STR. Sin embargo, tales interrupciones no son incluidas en los indicadores SAIDI – SAIFI toda vez que estos últimos, únicamente, se calculan de acuerdo con suspensiones causadas por fallas originadas en el Sistema de Distribución Local. Con el objeto de estimar las interrupciones por fallas en el STR, se revisó la información de Energía No Suministrada publicada por XM S.A. E.S.P.1, según la cual durante los meses de julio, agosto y septiembre de 2016 se presentó un total de 52 eventos. En el anexo I se encuentra una lista con cada uno de los eventos. Al respecto, el Centro Nacional de Despacho divide el área caribe en las siguientes sub-áreas: Atlántico, Bolívar, Oriente (Guajira, Cesar y Magdalena) y Occidente (Montería, Sucre). La siguiente gráfica presenta la frecuencia en la que se interrumpió el servicio por cada sub-área, durante los meses de julio, agosto y septiembre.

Gráfica No. 15

Tal como muestra en la anterior grafica la sub-área más afectada por interrupciones en el STR es Bolívar y el Occidente (Montería y Sincelejo) especialmente para el mes de julio donde, en ambas áreas y para dicho mes, se registraron la ocurrencia de 18 eventos en los cuales se registró energía no suministrada.

1 http://www.xm.com.co/Pages/Calculo_ENS.aspx


La confiabilidad del Sistema de Transmisión Regional instalado en la costa atlántica colombiana es la base para la buena prestación del servicio de energía eléctrica a los usuarios finales ubicados en esta región, debido a que a través de estas redes de alta tensión se inyecta grandes volúmenes de energía de las ciudades y municipios pertenecientes a los siete departamentos de esta zona. En este sentido, la UPME a través de los Planes de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2011-2025 y 2012-2026, definió cerca de 18 necesidades en el Sistema de Transmisión Regional. Según se evidencia en el anexo 6 del Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2013-2026, la empresa Electricaribe había reportado en su plan de expansión del año 2012 soluciones a estas necesidades a través de diferentes proyectos, con sus respectivas fechas de ejecución. Sin embargo, en el año 2015, Electricaribe manifestó la no intención de ejecución en la mayoría de proyectos del STR, tal y como lo expone el Ministerio de Minas y Energía en los considerandos de la Resolución MME 40028 DE 20152, por consiguiente, la mayoría de estos proyectos se tuvieron que ejecutar por el mecanismo de convocatoria pública.

Así las cosas, se observa que la decisión tomada por la empresa en el año 2015 de no realizar estos proyectos, ocasiono retrasos en las entradas de las soluciones definitivas de hasta cuatro años, generando una condición crítica en la zona teniendo en cuenta el alto crecimiento de la demanda en esta región, la cual según el Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Regional de ELECTRICARIBE Horizonte 2016-2025, alcanzó el 6.27% en el año 2015 con respecto a la vigencia 2014, superando la tendencia de la demanda nacional que llego al 4.1% en el mismo periodo. 3.2.6. Calidad por Departamento y Municipios

En las siguientes gráficas se indica el top cinco (5) de los municipios por departamento, que registraron en el mes de septiembre, tanto la mayor duración (SAIDI) y frecuencia (SAIFI) de las interrupciones, como se observa en cada uno de las siguientes graficas: En el Departamento del Atlántico el top 5 de los municipios que registran el mayor índice de duración y frecuencia de las interrupciones se presenta en las zonas costeras de Piojo y Luruaco y en el Sur Occidente del departamento como Santa Lucia y Ponedera. Cabe anotar que tanto en agosto como en septiembre, estos mismos 5 municipios, registraron los peores índices de calidad.

2 “Que Electricaribe S. A. ESP, mediante comunicación del 3 de junio de 2014, Radicado MME 2014 035284 del 04/06/2014, dando cumplimiento a lo dispuesto en el parágrafo del artículo 2° de la Resolución número 9 0506 de 2014, manifiesta contar con la capacidad técnica y operativa suficiente para ejecutar las obras relacionadas en el artículo 2° de la citada resolución, siempre que se le incrementen los flujos de caja mediante la asignación de recursos FOES de años anteriores y la adopción de medidas de carácter legal y regulatorio que permitan reducir el fraude e incrementar el recaudo; Que el Ministro de Minas y Energía en oficio dirigido al Presidente de la Junta Directiva de Electricaribe, Radicado MME 2014 039915 del 24/06/2014, en respuesta al radicado señalado en el inciso anterior, señala que “ ...Electricaribe presenta una aceptación para realizar la infraestructura eléctrica condicionada a hechos externos para la ejecución de la misma, en consecuencia Electricaribe no aceptó la realización de las obras y se continuará con el trámite fijado en la Resolución número 9 0506 de 2014”;


Gráfica No.16 Departamento del Atlántico

En el Departamento de Bolívar el top de los cinco municipios que registran el mayor índice de duración y frecuencia de las interrupciones se ubican en el Nororiente del Departamento, clasificados así:

Gráfica No.17 Departamento del Bolívar

En el Cesar, el top de los cinco municipios que registran el mayor índice de duración y frecuencia de las interrupciones se presenta en la zonas limítrofes con los departamentos de Magdalena y Bolívar, así como en otros municipios como Curumani y Pailitas en el Sur Oriente del Departamento.


Gráfica No. 18

Departamento del Cesar

En Córdoba, el top de los cinco municipios que registran el mayor índice de duración y frecuencia de las interrupciones se localiza en las zonas con alto grado de ruralidad y dispersión tales como, San José de Ure y Puerto Escondido y Canalete en el Noroccidente del Departamento.

Gráfica No. 19 Departamento del Córdoba


En el departamento de La Guajira, el top de los cinco municipios que registran el mayor índice de duración y frecuencia de las interrupciones se presenta en la Alta Guajira, en los municipios de Manaure y Uribia.

Gráfica No. 20 Departamento de la Guajira

En el Departamento de Sucre el top de los cinco municipios que registran el mayor índice de duración y frecuencia de las interrupciones se localizan en la zona costera de San Onofre y los municipios de Guaranda y La Unión en el suroriente y suroccidente del departamento.

Gráfica No. 21 Departamento de Sucre


Por último, en el Departamento del Magdalena el top de los cinco municipios que registran el mayor índice de duración y frecuencia de las interrupciones se presenta en la zona bananera, así como Nueva Granada y Sitio nuevo, en el área limítrofe con el Departamento del Cesar.

Gráfica No. 22 Departamento del Magdalena


3.3. RECAUDO Ante la importancia de incrementar el nivel de recaudo, el cual ha disminuido sistemáticamente de un 95% en el 2009, a un 91,2% en el 2013 y finalmente a un preocupante 83,9% en el 2015, se estableció en el Programa de Gestión una meta de cumplimiento del recaudo a finales de 2016, del orden de 84,50%. A partir de esta exigencia en materia de recaudo, la cual incide ostensiblemente en la liquidez del flujo de caja de la empresa, se prevé que en caso de que la empresa mejore su gestión de cobro podría contar con mayores recursos para no solo cumplir oportunamente con sus obligaciones mercantiles, sino también con el objeto de que direccione más recursos a ejecución de las inversiones para el mejoramiento de la calidad del servicio y la reducción de pérdidas. 3.3.1. Recaudo Acumulado Enero- Septiembre de 2016 Para el periodo correspondiente de Enero-Septiembre 2016 el recaudo acumulado promedio asciende a 83.15%, registrándose en el mes de Julio y Septiembre los niveles más bajos de recaudo en lo corrido de este año con un 80,82% y 81.16%, respectivamente. En el mes de Septiembre el recaudo fue del 81.16%, disminuyéndose en unos 1.8% respecto al recaudo de Agosto que fue de 82.68% y este a su vez repunto en un 2.60%, respecto a Julio donde el recaudo apenas alcanzó el 80.82%, niveles que distan mucha de la meta establecida.

Gráfica No. 23


3.3.2. Recaudo Meses de Julio, Agosto y Septiembre de 2016 Durante el mes Septiembre, los departamentos que presentan un recaudo mayor o igual a la meta establecida en el Programa de Gestión para el 2016 (84,5%) son Sucre y Bolívar, con los siguientes niveles de recaudo respectivamente, 86.97 % y 87.66%. Por su parte Atlántico y Córdoba, presentan unos recaudos promedios y sostenibles en los últimos dos meses cercanos a un 84%. En lo que respecta a Magdalena y Cesar, dichos departamentos registran incrementos en sus recaudos entre julio y Septiembre, pasando de unos promedios de recaudo de 66.86% a 72.32% y de 73.13% a 76.62%, respectivamente. Sin embargo, en estos dos últimos Departamentos es evidente que la gestión de Electricaribe está muy lejos de la meta. Por último, el departamento con el menor índice de Recaudo es La Guajira tanto en el mes de Julio con un 66.18%, así como en el mes de Septiembre con un 61.46%.

Gráfica No. 24

A nivel generalizado durante el mes de Septiembre se presentó, por segmento de consumo, el siguiente patrón de recaudo, resultante de lo puesto al cobro/facturado versus lo cobrado o recolectado, como se indica en la siguiente balanza de cobro. Cabe anotar que en el porcentaje de recaudo también incluye cartera vencida.


Gráfica No. 25

Como se observa en la anterior gráfica, en orden de un mayor a menor porcentaje de recaudo para los distintos segmentos de consumo, se presenta un recaudo del 99.77% en el mercado no regulado o grandes usuarios. Le sigue el mercado gestionable, que comprende los segmentos de consumo residenciales (Estratos 1-6), comerciales, oficiales y alumbrado público, con un recaudo total del 92.83% en el mes de Septiembre y 95.21% en el mes de Agosto, superior en unos 1.4 % respecto al mes de julio, recaudo que fue del 93,88%. Por su parte, el recaudo de las Zonas Especiales3, de las cuales hacen parte aquellos usuarios

de estratos 1 y 2, que ubicados en dicha zona tengan una cartera vencida mayor a noventa días, y/o se registren unos niveles de pérdidas de energía superiores al cuarenta por ciento (40%), se registró un recaudo del 66.37% en Septiembre y del 67.54% tanto en Agosto como en el mes de julio. Finalmente, en los Barrios Subnormales4, el recaudo promedio ascendió al 14.50% en

3 Se entienden como Zonas de Difícil Gestión cuando la: (i) Cartera vencida mayor a noventa días por parte del cincuenta por ciento (50%) o más de los usuarios de estratos 1 y 2 pertenecientes a la zona, o (ii) Niveles de pérdidas de energía superiores al cuarenta por ciento (40%) respecto a la energía de entrada al Sistema de Distribución Local que atiende exclusivamente a dicha zona. Para ambos eventos los indicadores serán medidos como el promedio móvil de los últimos 12 meses. Así mismo el Comercializador de Energía Eléctrica, debe demostrar que los resultados de la gestión en cartera y pérdidas han sido negativos por causas no imputables a la propia empresa. 4 Asentamiento humano ubicado en las cabeceras de municipios o distritos que reúne los siguientes requisitos: (i) que no tenga servicio público domiciliario de energía eléctrica o que éste se obtenga a través de derivaciones del Sistema de Distribución Local o de una Acometida, efectuadas sin aprobación del respectivo Operador de Red


Septiembre y a 13.34% en Agosto, pese al apoyo que reciben estos usuarios del Gobierno Nacional en sus tarifas del orden de un 70%, aproximadamente, por concepto de subsidios FOES y menores tarifas. Cabe anotar que se presentan una tendencia hacia la baja en el recaudo del mercado de los subnormales entre Julio y Agosto, descendiendo de un 19.61% a un 13.34% y un leve repunte en Septiembre. Acorde con el porcentaje acumulado de recaudo total a Septiembre que ascendió a un 83.15% y la meta de recaudo establecida en el Programa de Gestión de 84,50%, se requiere Electricaribe intensifique las estrategias comerciales de recaudo en los segmentos asociados a las Zonas de Difícil Gestión y Barrios Subnormales.

3.3.3. Relación entre el recaudo y las inversiones por Departamento Respecto de la relación de Recaudo e Inversiones, para los meses de Agosto y Septiembre, se denota en las siguientes gráficas, que de manera sostenible en los departamentos donde se registra el menor recaudo, como es el caso de La Guajira con unos niveles de recaudo de 63.49% y 61.46% en Agosto y Septiembre, se ha ejecutado de manera directamente proporcional, un menor monto de inversiones: $ 167 Millones de Pesos en Agosto y $ 475 Millones en Septiembre. Igualmente y en esta misma tendencia, en el Departamento del Magdalena, donde los niveles de recaudo también son bajos y se mantienen del orden de un 72.58% promedio, con un 72.83% en Agosto y 72.32%, en Septiembre, los niveles de inversión son menores ejecutándose solo $ 351 Millones de Pesos en Agosto y $ 742 Millones de Pesos en Septiembre. Contrariamente, en los Departamentos de Atlántico y Bolívar donde se registran niveles promedios de recaudo de un 83.34% y 88.06%, en Agosto, los montos de inversión son significativamente mayores que en los otros departamentos de la Región Caribe con $ 2.210 Millones de Pesos y $ 3.010 Millones de Pesos. En Septiembre, por su parte, con unos recaudos del 81.56% se invirtieron $ 3.348 Millones de Pesos en Atlántico y en Bolívar con un recaudo del 87.66% se invirtieron $ 6.416 Millones de Pesos. De manera atípica y no guardando relación directamente proporcional las variables de recaudo e inversión, en los Departamentos como Sucre y Córdoba, donde los porcentajes de recaudo son significativa y constantemente altos, los nivel de inversiones han sido menores. Con un recaudo del 90.14% en Agosto y 86.97% en Septiembre, se invirtieron $ 252 y $ 1.435 Millones de Pesos, en Sucre. Por su parte, en Córdoba con un recaudo del 83.59% en Agosto y 83.67% en Septiembre, se invirtieron $ 725 y $ 1.465 Millones de Pesos, respectivamente.


Gráfica No. 26

Gráfica No. 27


3.4. PÉRDIDAS El índice de pérdidas de Electricaribe para el mes de julio fue de 22.69%, incrementándose estas pérdidas en el mes de agosto a 25.17% y disminuyéndose a un 19.30% en septiembre. Las pérdidas acumuladas a Septiembre se encuentran del orden de 21.40%, por lo cual Electricaribe ha sobrepasado la meta fijada en el Programa de Gestión para diciembre de 2016, que es del orden del 20.73%. Por lo tanto, la empresa deberá continuar adoptando estrategias agresivas para la reducción de pérdidas a finalizar el año, ya que estas pérdidas se encuentran afectando la liquidez de la empresa, ante unas compras de energía que no se logran facturar y recaudar.

Tabla No. 9

MES DE SEPTIEMBRE DE 2016

COMPRAS (kWh) Contrato Bolsa Total

928,813,490

295,292,444

1,224,105,934

VENTAS (kWh) Residencial No Residencial Total

561,933,861

425,865,840

987,799,701

PERDIDAS (%) 19.30%

3.5. MANTENIMIENTOS

Dentro de los aspectos acordados en el Programa de Gestión, se acordó realizar por parte de la SSPD un seguimiento al programa semanal de inversión y mantenimiento de Electricaribe. En concordancia con lo anterior, semanalmente Electricaribe envía a la Superintendencia Delegada para Energía y Gas Combustible, el programa semanal de trabajos relacionados con el mantenimiento y desarrollo de obras, en baja, media y alta tensión, en líneas, subestaciones, transformadores de distribución y sistemas de control y proyección. Desde el 25 de julio hasta la fecha, se han programado 78 visitas de inspección por parte de la SSPD, tendientes a:

i. Hacer seguimiento, vigilancia y control al programa de trabajos de mantenimientos e inversión recibido semanalmente por parte de Electricaribe S.A. E.S.P, incluidos dentro de programa de inversión anual de COP 130 mil millones, el cual a su vez contiene proyectos del Plan 5 Caribe.

ii. Verificar e inspeccionar el estado de las redes y/o subestaciones localizadas en municipios calificados como prioritarios por sus problemas de calidad y continuidad en el servicio, medido a través de los indicadores SAIDI y SAIFI, así como a municipios peor servidos y con mayores problemas de calidad de potencia.


iii. Inspeccionar y hacer seguimiento a las acciones adelantadas por Electricaribe ante la ocurrencia de eventos graves que afectan de manera considerable la prestación del servicio de energía eléctrica de los usuarios de la Región Caribe – Reacción Inmediata.

iv. Verificar el estado de avance de los proyectos de inversión a cargo de Electricaribe, incluidos dentro de los trabajos identificados por XM, la UPME y la SSPD, e identificados como críticas para la normal operación de electricaribe; que generan contingencias N-1

A continuación el resumen general de las actividades de verificación e inspección programadas y ejecutadas en campo:

Tabla No. 10

Actividad Programadas Ejecutadas

a. Visitas de seguimiento al Programa de Inversiones ECA 78 66

b. Visitas Brigada de Reacción Inmediata- Eventos graves 4 4

c. Visitas de inspección a municipios con altos niveles de duración y frecuencia de SAIDI- SAIFI.

10 10

d. Visita a proyectos de inversión asociados a obras de convocatoria del STN y STR

0 0

Cantidad de visitas SSPD programadas hasta la fecha 92 80

3.6. ATENCIÓN AL CLIENTE Respecto al eje de atención al cliente, el cual propende porque la empresa distribuidora-comercializadora- Electricaribe- garantice a sus usuarios la prestación de un servicio de energía eléctrica digno, en condiciones de calidad, confiabilidad y continuidad y sobretodo socialmente respetuoso y responsable, esta Superintendencia impuso varias metas y procedimientos asociadas al Indicador de Atención al Cliente. Dichos índices de atención al cliente se encuentran focalizados al fortalecimiento e innovación de los canales de atención al usuario, así como a la reducción de las reclamaciones en primera y segunda instancia. 3.6.1. Adecuaciones locativas y logísticas – Centros de atención al cliente En este primer bloque de exigencias referentes a los esquemas de atención al usuario, se registra durante los meses de Julio, Agosto y Septiembre un avance del 100% en materia de Canales de Atención al Cliente. La meta para Septiembre de 2016 consistía en la adecuación logística y locativa de por lo menos 2 centros de atención al cliente en capitales de departamento. Acumulado al mes de Septiembre se han efectuado la apertura del centro de atención Americano Barranquilla (10 gestores de front office), la ampliación y adecuaciones locativas del centro de atención al cliente- La Unión Barranquilla y la oficina principal de Montería, así como la reubicación de la oficina de La Guajira- Majayura.


3.6.2. Reclamaciones en Segunda Instancia En lo referente al bloque de exigencias focalizadas en la disminución de las reclamaciones en segunda instancia, se presenta durante el trimestre julio-septiembre la siguiente situación:

Meta de disminución en un 5% de las reclamaciones en segunda instancia: La meta fijada en el Programa de Gestión, respecto al número máximo de reclamaciones a recibir en segunda instancia, es un cinco (5%) por debajo de las recibidas en el 2015. Para el periodo evaluado, correspondiente al trimestre de julio-septiembre, se registran unas 18.327 reclamaciones en el 2016, lo cual se compara con las reclamaciones para el mismo trimestre en la vigencia de 2015 que ascendieron a 9.012. Por lo tanto, en relación al periodo evaluado, Electricaribe ha debido recibir como máximo en el periodo de julio a septiembre de 2016 unas 8,561 reclamaciones.

Dado lo anterior, en el trimestre analizado Electricaribe ha superado el monto máximo admisible de reclamaciones en el trimestre julio-septiembre de 2016, al recibir el doble de las reclamaciones (i.e. 18.327).

Tabla No. 11

Como se observa en la anterior tabla, los departamentos que registran el mayor número de reclamaciones para el trimestre julio-septiembre de 2016 son en su orden: Atlántico con 7.184 quejas y reclamos, Guajira con 2.936 reclamaciones y Cesar con 1.990. 3.6.3. Diseño de nueva factura

Con el objeto de que los usuarios puedan contar con una fácil lectura y comprensión de la factura se estableció la obligación de diseñar una nueva factura. Se registra a septiembre, el cumplimiento de las actividades definidas en el cronograma, consistente en la socialización del proyecto de facturación con los focus groups y se ha avanzado en


las actividades previas al lanzamiento y circulación de la misma prevista para noviembre de 2016.


ANEXO I

Eventos Ocurridos en el Área Caribe que Ocasionaron Demanda No Atendida

FECHA INICIAL/HORA

FECHA FINAL/HORA

DESCRIPCION

PERIODO MAYOR

VALOR DE ENS

PENS (%)

ENERGIA NO SUMINISTRADA

-ENS

1 7/5/2016

21:05 7/5/2016

21:06

Indisponibilidad del activo RIO SINU - TIERRA ALTA 1 110 kW. El agente reporta descargas atmosféricas en la zona.

P22 1.771

% 33.99

2 7/11/2016

15:03 7/11/2016

21:28

Indisponibilidad del activo TERNERA - COSPIQUE 1 66 kW. El agente reporta línea rota. .

P17 2.338

% 44.86

3 7/12/2016

13:28 7/12/2016

15:59

Indisponibilidad del activo TERNERA - BOSQUE 1 66 kW. El agente reporta ave sobre la línea.

P15 0.399

% 7.61

4 7/14/2016

13:05 7/14/2016

15:33

Indisponibilidad del activo TERNERA - BOSQUE 1 66 kW. El agente reporta lluvias en la zona.

P14 5.054

% 46.54

5 7/14/2016

13:46 7/14/2016

16:20

Indisponibilidad del activo CARTAGENA - ZARAGOCILLA 1 66 KV. El agente reporta lluvias en la zona.

P14 5.054

% 46.54

6 7/18/2016

13:20 7/18/2016

13:41

Indisponibilidad del activo RIO CORDOBA - TPUERTO NUEVO 1 110 kW. El agente reporta descargas atmosféricas en la zona.

P14 1.187

% 20.34

7 7/19/2016

20:09 7/19/2016

20:27

Indisponibilidad del activo TIERRALTA - URRA 1 110 kW. El agente reporta fuerte vendaval en la zona. Se presenta actuación del esquema de deslastre de carga.

P21 0.000

% 0.00

8 7/21/2016

16:06 7/21/2016

16:11

Indisponibilidad del activo RIO CORDOBA - TPUERTO NUEVO 1 110 kW. El agente reporta descargas atmosféricas en la zona.

P17 1.627

% 29.28

9 7/21/2016

15:36 7/21/2016

16:11

Indisponibilidad del activo BL1 GAIRA A TPUERTO NUEVO 110 kW. El agente reporta bloqueo en el interruptor.

P16 4.749

% 88.40

10 7/21/2016

6:12 7/21/2016

6:20

Indisponibilidad del activo TIERRALTA - URRA 1 110 kW. El agente reporta descargas atmosféricas en la zona.

P7 1.680

% 24.79


11 7/22/2016

15:29 7/22/2016

16:56

Indisponibilidad del activo COSPIQUE - MEMBRILLAL 1 66 kW. El agente reporta descargas atmosféricas en la zona.

P17 1.966

% 36.56

12 7/22/2016

15:47 7/22/2016

16:23

Indisponibilidad del activo CARTAGENA - PROELECTRICA 1 66 kW. El agente reporta descargas atmosféricas en la zona.

P17 1.966

% 36.56

13 7/22/2016

19:36 7/22/2016

19:38


P20 1.523

% 29.74

14 7/23/2016

14:10 7/23/2016

14:42

Indisponibilidad del activo TERNERA - MAMONAL 1 66 kW. El agente reporta descargas atmosféricas en la zona.

P15 4.944

% 42.83

15 7/23/2016

14:16 7/23/2016

14:52

Indisponibilidad del activo TERNERA - BOSQUE 1 66 kW afectando los activos BL1 VILLA ESTRELLA A BAYUNCA 66 kW, BL1 BAYUNCA A VILLA ESTRELLA 66 kW, BL1 VILLA ESTRELLA A TERNERA 66 kW, BARRA VILLA ESTRELLA 66 kW, VILLA ESTRELLA - BAYUNCA 1 66 kW, TERNERA - VILLA ESTRELLA 1 66 kW, BL1 BAYUNCA A VILLA ESTRELLA 66 kW, BL1 VILLA ESTRELLA A BAYUNCA 66 kW, BL1 VILLA ESTRELLA A TERNERA 66 kW y BL1 TERNERA A VILLA ESTRELLA 66 kW. El agente reporta descargas atmosféricas en la zona.

P15 4.944

% 42.83

16 7/24/2016

17:31 7/24/2016

18:03

Evento no programado en consignación de los activos BT TERMOCANDELARIA 5 150 MVA 110 KV, TERMOCANDELARIA 5 150 MVA 220/110/13.8 KV por sobrepasar los tiempos de las consignaciones C0134185, C0133994 respectivamente. Indisponibilidad del activo BL1 TERMOCANDELARIA A ARGOS 110 kW, queda derrateado de manera no programada.

P18 0.000

% 0.00

17 7/24/2016

23:18 7/24/2016

23:20

Indisponibilidad del activo LA MOJANA - SAN MARCOS (SUCRE) 1 110 KV. El agente reporta actuación de protección distancia a 32.4 km desde San Marcos causado por lluvias en la zona.

P24 0.727

% 12.83


18 7/27/2016

14:11 7/27/2016

14:33

Indisponibilidad del activo FUNDACION - RIO CORDOBA 1 110 kW. El agente reporta señalización de protección distancia en zona 1 por falla en la fase C a 27 km desde Fundación 110 kW.

P15 0.989

% 20.03

19 7/27/2016

23:53 7/27/2016

23:55

Indisponibilidad del activo TERNERA - TOLUVIEJO 1 110 kW. El agente reporta descargas atmosféricas en la zona. .

P24 4.491

% 84.58

20 7/29/2016

3:16 7/29/2016

3:19


P4 1.495

% 24.85

21 7/29/2016

20:16 7/29/2016

20:17

Indisponibilidad del activo RIO SINU - TIERRA ALTA 1 110 kW. El agente reporta lluvias en la zona y actuación del esquema de deslastre de carga.

P21 0.881

% 17.77

22 7/31/2016

4:51 7/31/2016

4:56

Indisponibilidad del activo RIO SINU - TIERRA ALTA 1 110 kW. El agente reporta señalización de la protección distancia.

P5 0.000

% 0.00

23 7/31/2016

17:01 7/31/2016

22:25

Evento no programado en consignación del activo FUNDACION - RIO CORDOBA 1 110 kW por sobrepasar los tiempos de la consignación C0130646.

P18 0.000

% 0.00

24 7/31/2016

22:28 7/31/2016

22:29

Indisponibilidad del activo BL1 VEINTE DE JULIO A TVEINTE DE JULIO 110 kW. El agente reporta líneas en el suelo provocado por accidente de un vehículo.

P23 0.578

% 10.85

25 8/6/2016

1:21 8/6/2016

6:21

Indisponibilidad del activo BL1 TOLUVIEJO A TERNERA 110 kW. El agente reporta como causa del evento falla en PT de la Bahía y actuación de protección distancia fase C.

P3 0.000

% 0.00

26 8/7/2016

14:41 8/7/2016

19:00

Indisponibilidad del activo FUNDACION - RIO CORDOBA 1 110 kW. El agente reporta como causa del evento lluvias en la zona y actuación de protección distancia fase A a 30 km de Subestación Rio Córdoba.

P16 2.458

% 40.94

27 8/8/2016

18:06 8/8/2016

18:29

Indisponibilidad del activo TERNERA - TOLUVIEJO 1 110 kW. El agente reporta actuación protección distancia zona 1 fase.

P19 0.509

% 9.88


28 8/11/2016

15:39 8/11/2016

17:55

Indisponibilidad del activo PROELECTRICA - MAMONAL 1 66 kW. El agente reporta descargas atmosféricas en la zona.

P17 8.317

% 53.40

29 8/11/2016

15:46 8/11/2016

20:22

Indisponibilidad del activo MEMBRILLAL - PROELECTRICA 1 66 kW afectando el activo BARRA MEMBRILLAL 66 KV e indisponibilidad de los activos COSPIQUE - MEMBRILLAL 1 66 kW y TERNERA - COSPIQUE 1 66 kW. El agente reporta descargas atmosféricas en la zona.

P17 8.317

% 53.40

30 8/11/2016

15:51 8/11/2016

17:38

Indisponibilidad del activo TERNERA - MAMONAL 1 66 kW. El agente reporta descargas atmosféricas en la zona.

P17 8.317

% 53.40

31 8/12/2016

12:41 8/12/2016

12:59

Indisponibilidad del activo TERNERA CONDENSADOR PARALELO 01 43.2 MVAR. El agente no establece causa del evento.

P13 0.000

% 0.00

32 8/12/2016

16:48

Indisponibilidad del activo BOCAGRANDE - BOSQUE 1 66 kW. El agente reporta falla en tramo submarino del circuito, activo en revisión.

P17 1.117

% 21.19

33 8/14/2016

13:27 8/14/2016

13:32

Indisponibilidad del activo MONTERIA - RIO SINU 1 110 kW. El agente reporta actuación de protección distancia. .

P14 0.000

% 0.00

34 8/15/2016

3:10 8/15/2016

7:39

Indisponibilidad del activo TEBSA - EL RIO 1 110 kW. El agente no establece causa del evento.

P4 1.680

% 28.31

35 8/17/2016

16:04 8/17/2016

16:35

Indisponibilidad del activo BOCAGRANDE - CARTAGENA 1 66 kW. 16:04 - 17/08/2016. El agente reporta señalización de protección distancia zona 1, fase C. En la revisión del evento se encontró como causa el contacto de una tractomula con un cable de fibra óptica.

P17 1.619

% 32.36

36 8/18/2016

10:45 8/18/2016

10:50

Indisponibilidad del activo BL1 RIO CORDOBA A FUNDACION 110 kW. El agente reporta causa no establecida.

P11 0.975

% 18.32


37 8/20/2016

14:31 8/20/2016

14:48

Evento no programado en consignación del activo TEBSA - TVEINTE DE JULIO 1 110 kW por sobrepasar los tiempos de la consignación C0134762.

P15 0.000

% 0.00

38 8/22/2016

9:33 8/22/2016

9:41

Indisponibilidad del activo CARTAGENA - ZARAGOCILLA 1 66 KV. El agente reporta señalización de protección distancia en Zona 2 a 6.71 km desde Cartagena por falla en la fase A y que se presentó contacto de un golero con la línea.

P10 0.036

% 0.66

39 8/26/2016

9:45 8/26/2016

12:57

Indisponibilidad del activo MALAMBO - TVEINTE DE JULIO 1 110 kW. El agente reporta lluvias y descargas atmosféricas en la zona.

P11 13.492

% 240.14

40 8/27/2016

16:52 8/27/2016

16:55

Evento no programado en consignación del activo FUNDACION - RIO CORDOBA 1 110 kW por sobrepasar los tiempos de la consignación C0130645.

P17 0.000

% 0.00

41 8/30/2016

14:04 8/30/2016

14:17

Indisponibilidad del activo TERNERA - TOLUVIEJO 1 110 kW. 14:04 El agente reporta lluvias en la zona.

P15 0.162

% 3.11

42 9/3/2016

11:50 9/3/2016

11:55

Indisponibilidad del activo CARTAGENA - ZARAGOCILLA 1 66 KV. El agente reporta un gallinazo en la estructura 89 sobre la línea.

P12 0.885

% 15.00

43 9/5/2016

13:36 9/6/2016

4:46

Indisponibilidad del activo TEBSA - TVEINTE DE JULIO 1 110 kW afectando los activos TEBSA - VEINTE DE JULIO 1 110 kW, BL1 VEINTE DE JULIO A TEBSA 110 kW. A las 02:07 horas del 06/09/2016 inicia la consignación de emergencia C0138235 sobre el activo TEBSA - TVEINTE DE JULIO 1 110 kW. El agente reporta conductor de cable de guarda caído entre las estructuras 9 y 10.

P14 3.592

% 64.31

44 9/5/2016

15:10 9/5/2016

15:12

Indisponibilidad del activo TEBSA - VEINTE DE JULIO 1 110 kW. El agente no reporta causa del evento.

P16 1.654

% 30.37

45 9/7/2016

17:20 9/7/2016

17:29

Indisponibilidad del activo FUNDACION - RIO CORDOBA 1 110 kW. El agente reporta protección distancia zona 1.

P18 0.000

% 0.00


46 9/13/2016

19:12 9/13/2016

19:17

Indisponibilidad del activo TIERRALTA - URRA 1 110 kW. El agente reporta causa no identificada del evento y actuación de Esquema suplementario.

P20 3.002

% 60.22

47 9/13/2016

19:25 9/13/2016

20:30

Indisponibilidad del activo TIERRALTA - URRA 1 110 kW. El agente reporta causa no identificada del evento y actuación de Esquema suplementario.

P21 3.703

% 76.15

48 9/15/2016

15:09 9/15/2016

16:40

Indisponible el circuito CORDIALIDAD - TEBSA 1 110 kW. El agente reporta fuertes lluvias y descargas atmosféricas en la zona.

P17 5.753

% 107.79

49 9/17/2016

16:45 9/17/2016

17:27

Indisponibilidad del activo BL1 BOCAGRANDE A CARTAGENA 66 kW. El agente reporta falla en seccionador de la bahía.

P17 0.114

% 2.03

50 9/28/2016

13:28 9/28/2016

13:53

Indisponibilidad del activo FUNDACION - RIO CORDOBA 1 110 kW. El agente reporta actuación protección 67N.

P14 0.000

% 0.00

51 9/29/2016

7:58 9/29/2016

9:23

Indisponibilidad del activo BL1 RIO CORDOBA A FUNDACION 110 kW. EL agente reporta problemas con el cierre de la bahía.

P9 0.541

% 9.32

52 9/29/2016

7:51 9/29/2016

11:34

Indisponibilidad del activo FUNDACION - RIO CORDOBA 1 110 kW. El agente reporta señalización en Fundación protección distancia zona 01. falla a 47.77 km y en Rio Cordoba protección distancia 32.km

P9 0.541

% 9.32

Fuente: XM Informe de Planeamiento Operativo.

Documents

PRIMER INFORME DE SEGUIMIENTO TRIMES TRAL AL … · Primer Informe Trimestral- Programa de Gestión Julio- Septiembre de 2016 6. Mejoramientos de los procesos y canales de atención