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Informe preparado para

INFORME FINAL

PROPUESTA METODOLÓGICA PARA ANÁLISIS Y

CLASIFICACIÓN DE INTERRUPCIONES PROVOCADAS POR FUERZA MAYOR O CASO FORTUITO

Original Enero de 2015

ATS Energía ii

ATS Energía iii

ÍNDICE

ANTECEDENTES DEL PROYECTO .................................................................................................................. 1

OBJETIVOS .......................................................................................................................................................... 3

ANÁLISIS DE LA REALIDAD INTERNACIONAL ............................................................................................. 5

ESPAÑA .............................................................................................................................................................. 5

PERÚ .................................................................................................................................................................. 9

NUEVA ZELANDA ............................................................................................................................................... 12

CALIFORNIA, ESTADOS UNIDOS .......................................................................................................................... 13

OTRAS EXPERIENCIAS RELEVANTES ....................................................................................................................... 15

Unión Europea ......................................................................................................................................... 15

Banco Mundial ........................................................................................................................................ 16

ANÁLISIS DE LA REALIDAD NACIONAL .................................................................................................... 17

PROPUESTA DE CLASIFICACIÓN DE INTERRUPCIONES PRESENTADAS POR LAS CONCESIONARIAS .. 19

ANÁLISIS DE DATOS ................................................................................................................................... 25

CONCLUSIONES Y COMENTARIOS ........................................................................................................... 29

APÉNDICE: CLASIFICACIÓN DE COMUNAS SEGÚN ÁREA TÍPICA DE DISTRIBUCIÓN Y ZONA

CLIMÁTICA ................................................................................................................................................. 31

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1. Índices de medición de confiabilidad .......................................................................................... 2

Tabla 2. Límite de cantidad y duración interrupciones aceptados para clientes individuales ........ 7

Tabla 3. Límites de indicadores de calidad de alimentación aceptados por zonas ......................... 7

Tabla 4. Desempeño esperado por sectores típicos de distribución, Perú ......................................... 11

Tabla 5. Fuerza mayor en la Unión Europea .............................................................................................. 16

Tabla 6. Clasificación propuesta de Fuerza Mayor .................................................................................. 20

Tabla 7. Clasificación propuesta de Fuerza Mayor .................................................................................. 23

Tabla 8. SAIDI con Metodología Actual ...................................................................................................... 26

Tabla 9. SAIDI con Metodología Propuesta (FM involucra a más de 10,000 consumidores) ........... 27

Tabla 10. SAIDI con Metodología Propuesta (FM involucra a más de 5,000 consumidores) ........... 27

Tabla 11. Comunas con Área Típica de Distribución y Zona Climática ............................................... 31

ATS Energía iv

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1. Esquema de clasificación de propuestas de interrupciones interna como fuerza mayor

............................................................................................................................................................................. 17

1

ANTECEDENTES DEL PROYECTO

El Artículo 225° del Decreto con Fuerza de Ley 4/20018 publicado el 5 de febrero de 2007, del

Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, Fija el texto refundido, coordinado y

sistematizado del Decreto con Fuerza de Ley N°1, e Minería de 1982, Ley General de Servicios

Eléctricos, en adelante LGSE, define la Calidad del suministro como “componente de la calidad

de servicio que permite calificar el suministro entregado por los distintos agentes del sistema

eléctrico y que se caracteriza, entre otros, por la frecuencia, la profundidad y la duración de las

interrupciones de suministro”.

A este respecto, el Decreto Supremo 327, publicado el 10 de septiembre de 1998, del Ministerio

de Minería, Fija reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos, establece, en el Artículo

223, que “La calidad del suministro es el conjunto de parámetros físicos y técnicos que,

conforme a este reglamento y las normas técnicas pertinentes, debe cumplir el producto

electricidad. Dichos parámetros son, entre otros, tensión, frecuencia y disponibilidad”. Por su

parte, el artículo 224 del citado DS 327, menciona que “La responsabilidad por el cumplimiento

de la calidad de suministro será también exigible a cada propietario de instalaciones que sean

utilizadas para la generación, el transporte o la distribución de electricidad, siempre que operen

en sincronismo con un sistema eléctrico. Todo proveedor es responsable frente a sus clientes o

usuarios, de la calidad del suministro que entrega, salvo aquellos casos en que la falla no sea

imputable a la empresa y la Superintendencia declare que ha existido caso fortuito o fuerza

mayor”. La no imputabilidad a la empresa reconoce el hecho que los sistemas eléctricos no

pueden implementarse para responder ante cualquier evento. Es más, en teoría el sistema con

100% de seguridad, tendría un costo infinito.

Adicionalmente, el Reglamento de la LGSE establece que las concesionarias de servicio público

de distribución de electricidad “deberán llevar un índice representativo de la continuidad de

servicio entregado a sus usuarios”, incluyendo este índice:

Frecuencia media de interrupción y su desviación estándar;

Duración media de la interrupción y su desviación estándar; y

Tiempo total de la interrupción.

Luego, y con el fin de fiscalizar la información que genera los índices de continuidad de

suministro, la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) ha establecido

mecanismos de análisis y clasificación de las interrupciones producidas en el suministro eléctrico

entregado por las concesionarias de distribución eléctrica.

Los mecanismos se encuentran especificados en los actos administrativos siguientes:

Oficio Circular N°5337 de fecha 18 de mayo de 2012, de la SEC.

Resolución Exenta 1283 de fecha 11 de septiembre de 2007, de la SEC.

Oficio Circular N°2385 de fecha 10 de abril de 2003, de la SEC.

Los resultados de los mecanismos tienen incidencia directa en los Índices de Continuidad de

Suministro, el resultado del proceso de Ranking y el pago de compensaciones que realicen las

concesionarias a sus clientes sometidos a regulación de precios.

De una breve revisión de literatura internacional, se aprecia que los indicadores utilizados para

el análisis de las interrupciones de servicio, están dadas por IEEE Std 1366-1988: Guide for Electric

ATS Energía 2

Power Distribution Reliability Indices. En este documento se establece una serie de definiciones

relevantes, además, de las definiciones y fórmulas de cálculo de una serie de indicadores para

interrupciones sostenidas1, los cuales son mostrados en la tabla siguiente.

Tabla 1. Índices de medición de confiabilidad

Indicador Nombre Fórmula

SAIFI Índice de frecuencia media de interrupciones del

sistema (System average interruption frequency

index)

i

T

NSAIFI

N

SAIDI Índice de duración media de interrupciones del

sistema (System average interruption duration

index)

i i

T

r NSAIDI

N

CAIDI Índice de duración media de interrupciones a

clientes (Customers average interruption duration

index)

i i

i

r N SAIDICTAIDI

N SAIFI

CTAIDI Índice de duración total media de interrupciones

a clientes (Customers total average interruption

duration index)

i ir NCTAIDI

CN

CAIFI Índice de frecuencia media de interrupción

(Customer average interruption frequency index) iNCAIFI

CN

ASAI Índice de disponibilidad promedio del servicio

(Average service availability index)

T i i

T

N de hrsN r Naño

ASAIN de hrsN

año

ASIFI Índice de frecuencia media de interrupción del

sistema (Average system interruption frequency

index)

i

T

LASIFI

L

ASIDI Índice de duración media de interrupción del

sistema (Average system interruption duration

index)

i i

T

rLASIDI

L

CEMIn Consumidores experimentando múltiples

interrupciones (Customers experiencing multiple

interruptions)

k n

T

CNCEMIn

N

MAIFI Índice de frecuencia media de interrupciones

momentáneas (Momentary average interruption

frequency index)

i i

T

ID NMAIFI

N

MAIFIE Índice de frecuencia media de eventos de

interrupción momentánea (Momentary average

interruption event frequency index)

E i

E

T

ID NMAIFI

N

CEMSIn Consumidores experimentando múltiples

interrupciones sostenidas y eventos de

interrupción momentánea (Customers

experiencing multiple sustained interruptions and

momentary interruptions events)

k n

T

CNTCEMSIn

N

Fuente: IEEE Std 1366-1998

1 Se define como toda interrupción, que no corresponda a un evento de corta duración, es decir de una duración

superior a los 3 minutos (de acuerdo al DS 327/98). Tipicamente, las interrupciones de duraciones menores

corresponden a eventos de resolución automática (por ejemplo, una protección detecta una falla y opera, luego de un

intervalo de seguridad vuelve a cerrar automáticamente; si la falla se ha despejado, se manteniene cerrada).

ATS Energía 3

Donde:

i : Evento de interrupción

ri : Tiempo de restauración para cada evento de interrupción

E : Evento

T : Total

IDi : Número de artefactos de interrupción operando

IDE : Número de eventos de artefactos durante el periodo de reporte

Ni : Número de clientes interrumpidos por cada evento de interrupción durante un

periodo de reporte

NT : Número total de consumidores servidos en el área indexada

Li : Carga conectada interrumpida, en kVA, por cada evento de interrupción

LT : Carga conectada total, en kVA, servida

CN(k>n) : Número total de consumidores que han experimentado más de n interrupciones

sostenidas durante el periodo de reporte

CN : Número total de consumidores que han experimentado una interrupción sostenida

durante el periodo de reporte

CNT(k>n) : Número total de consumidores que han experimentado más de n interrupciones

sostenidas y eventos de interrupción momentánea durante el periodo de reporte

k : Número de interrupciones experimentadas por un consumidor individual en el

periodo de reporte

Teniendo en consideración todo lo anterior, la SEC ha decidido contratar el estudio “Propuesta

Metodológica para el análisis y clasificación de interrupciones provocadas por fuerza mayor o

caso fortuito”, con el objetivo de realizar una propuesta de mejora de los actuales procesos

relacionados con la clasificación de interrupciones.

OBJETIVOS

El desarrollo de la metodología de trabajo apuntará a dar cumplimiento al objetivo específico

siguiente:

Elaborar una Propuesta Metodológica para análisis y clasificación de interrupciones

provocadas por fuerza mayor o casos fortuitos.

Por su parte, los objetivos específicos son los siguientes:

Proponer un método para realizar la clasificación, estratificación de las interrupciones

presentadas por las concesionarias.

ATS Energía 4

Proponer un proceso de análisis de las interrupciones informadas por las empresas, a

partir del actual modelo utilizado por la SEC.

Presentar de manera tabulada los resultados de la clasificación en base a la información

histórica que posee la Superintendencia.

ATS Energía 5

ANÁLISIS DE LA REALIDAD INTERNACIONAL

Para poder evaluar la pertinencia y consistencia de los mecanismos utilizados para la

categorización de las interrupciones, y los parámetros y condiciones considerados en el cálculo

de indicadores de desempeño, se considera la revisión de la normativa de 4 países, que por ser

referentes normativos para Chile, como es el caso de Estados Unidos y España, o bien por

pertenecer la misma región geográfica, como es el caso de Perú, resultan relevantes de

conocer.

ESPAÑA

El “REAL DECRETO 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de

transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de

instalaciones de energía eléctrica”, entrega los lineamientos de calidad de servicio en los

distintos niveles de la cadena de suministro eléctrico. En particular, en lo que se refiere a la

calidad de alimentación, el Artículo 100, establece la definición siguiente:

“Interrupción de alimentación: condición en la que la tensión en los puntos de suministro

no supera el 10 por 100 de la tensión declarada. Las interrupciones pueden ser largas, de

duración superior a tres minutos, o breves, de duración inferior o igual a tres minutos.”

En la “ORDEN ECO/797/2002, de 22 de marzo, por la que se aprueba el procedimiento de

medida y control de la continuidad del suministro eléctrico”, se define:

“Fuerza mayor: Incidencias debidas a causas de fuerza mayor, aceptadas como tal por

la Administración Competente, entre otras, las decisiones gubernativas o de los Servicios

de Protección Civil y los fenómenos atmosféricos extraordinarios que excedan los límites

establecidos en el Reglamento de riesgos extraordinarios sobre personas y bienes (Real

Decreto 2022/1986). No podrán ser alegados como causa de fuerza mayor los

fenómenos atmosféricos que se consideren habituales o normales en cada zona

geográfica, de acuerdo con los datos estadísticos de que se disponga”

En específico, respecto de los fenómenos atmosféricos considerados como fuerza mayor, según

el Real Decreto 300/2004, de 20 de febrero, por el que se aprueba el Reglamento del seguro de

riesgos extraordinarios, que reemplaza al Real Decreto 2022/1986:

“Los siguientes fenómenos de la naturaleza: los terremotos y maremotos, las

inundaciones extraordinarias, las erupciones volcánicas, la tempestad ciclónica atípica y

las caídas de cuerpos siderales y aerolitos.”

Asimismo, la ORDEN ECO/797/2002, define las siguientes causas para interrupciones propias:

“Las interrupciones cuyas causas no respondan a lo establecido en los epígrafes

transporte, terceros, fuerza mayor, o bien no debidamente justificadas.

Atmosféricas: Incluyen las causas con origen en fenómenos atmosféricos tales como

lluvia, inundación, tormenta, nieve, hielo, granizo, niebla, viento, contaminación,

polución, etc., siempre que no excedan los límites establecidos en el Reglamento de

Riesgos Extraordinarios, en cuyo caso se considerarán de fuerza mayor.

Agentes Externos: Incluyen causas con origen en animales, arbolado, movimientos de

terreno, etc.

ATS Energía 6

Internas: Incluyen fallo de equipos y materiales, corrosión, defecto de diseño o de

montaje, uso inadecuado, conexión y desconexión de instalaciones propias,

mantenimiento, obras propias, reparto de cargas, etc.

Desconocidas.”

Para el establecimiento de indicadores que den cuenta de la calidad de la alimentación, se

consideran parámetros relacionados a media tensión:

TIEPI: es el tiempo de interrupción equivalente de la potencia instalada en media tensión

(1 kV < V ≤ 36 kV). Este índice se define mediante la siguiente expresión:

1

k

i i

i

PI H

TIEPIPI

Las interrupciones que se considerarán en el cálculo del TIEPI serán las de duración

superior a tres minutos

NIEPI: es el número de interrupciones equivalente de la potencia instalada en media

tensión (1 kV < V ≤ 36 kV). Este índice se define mediante la siguiente expresión:

1

k

i

i

PI

NIEPIPI

Donde:

PI = Suma de la potencia instalada de los centros de transformación MT/BT del

distribuidor más la potencia contratada en MT (en kVA)

PIi = Potencia instalada de los centros de transformación MT/BT del distribuidor

más la potencia contratada en MT, afectada por la interrupción “i” de

duración Hi (en KVA).

Hi = Tiempo de interrupción del suministro que afecta a la potencia PIi (en horas).

K = Número total de interrupciones durante el periodo considerado

Las interrupciones que se considerarán en el cálculo del TIEPI y el NIEPI serán las de duración

superior a tres minutos. La continuidad del suministro está determinada, entonces, por la

cantidad y duración de las interrupciones. Además, el Real Decreto 1955/2000, en el artículo

101° establece que: “El número y la duración de las interrupciones programadas deberán

tenerse en cuenta a efectos de cálculo del TIEPI y NIEPI total, pero las mismas no darán lugar a

reducciones en la facturación,”.

En el mismo Real Decreto, se establece, según la zona donde se ubica el cliente, un número y

tiempo máximo de interrupciones imprevistas con duración mayor o igual a 3 minutos que sufre

cada uno de sus consumidores, el cual se muestra en la tabla siguiente

ATS Energía 7

Tabla 2. Límite de cantidad y duración interrupciones aceptados para clientes individuales

Media tensión (1 a 36 kV) Baja tensión ( ≤ 1 kV)

Zona Número de

horas

Número de

Interrupciones

Número de

Horas

Número de

Interrupciones

Urbana2 4 8 6 12

Semiurbana3 8 12 10 15

Rural

concentrada4 12 15 15 18

Rural dispersa5 16 20 20 24

Fuente: Real Decreto 1955/2000, Artículo 104

En caso que el distribuidor sobrepase los límites de cantidad y/o duración de las interrupciones,

los distribuidores deberán aplicar descuentos en la facturación de los consumidores conectados

a sus redes. Adicionalmente, el distribuidor está obligado a mantener una calidad zonal,

expresada en términos de TIEPI, el percentil 80 de TIEPI y NIEPI, calculados estos considerando

solo las interrupciones imprevistas, según se muestra en la tabla siguiente:

Tabla 3. Límites de indicadores de calidad de alimentación aceptados por zonas

Zona TIEPI - HORAS PERCENTIL 80 DEL TIEPI6 - HORAS NIEPI – NÚMERO

Urbana 2 3 4

Semiurbana 4 6 6

Rural concentrada 8 12 10

Rural dispersa 12 18 15

Fuente: Real Decreto 1955/2000, Artículo 106

Según se establece en el Artículo 108 del Real Decreto 1955/2000, las empresas distribuidoras

deberán elaborar anualmente información detallada de los valores de los índices TIEPI, percentil

80 del TIEPI y NIEPI, para cada zona y provincia donde operan. Los índices calculados por

provincias y zonas se desagregarán en los correspondientes a interrupciones programadas y los

correspondientes a interrupciones imprevistas, diferenciándose en estas últimas las

interrupciones imprevistas por causas de terceros, fuerza mayor, y propias de la distribución,

discriminando por cada uno de los municipios.

Respecto a lo anterior, la ORDEN ECO/797/2002, se especifica que, para la identificación de las

interrupciones de alimentación, se consideran 2 mecanismos:

2 Conjunto de municipios de una provincia con más de 20.000 suministros, incluyendo capitales de provincia, aunque no lleguen a la cifra anterior.

3 Conjunto de municipios de una provincia con un número de suministros comprendido entre 2.000 y 20.000, excluyendo capitales de provincia.

4 Conjunto de municipios de una provincia con un número de suministros comprendido entre 200 y 2.000.

5 Conjunto de municipios de una provincia con menos de 200 suministros así como los suministros ubicados fuera de los núcleos de población que no sean polígonos industriales o residenciales.

6 Es el valor del TIEPI que no es superado por el 80 por 100 de los municipios del ámbito provincial definidos.

ATS Energía 8

Informes de consumidores, a través de los mecanismos de atención al cliente que

mantienen las distribuidoras, que recogen información de incidencias en MT y baja

tensión (BT).

Los que provienen de los centros de control, tanto del telecontrol como de la actuación

manual, donde se recogen las interrupciones de suministro con impacto en alta tensión

(AT) y/o media tensión (MT) y sus afectaciones hasta el nivel de transformador de centros

de transformación y de cliente de AT y MT.

Además, el mismo establece que la información mínima asociada a una incidencia7

corresponde a la identificación de la misma, a través de un código alfanumérico, e intervalos

horarios con instalaciones afectadas (se debe entregar una tabla con fecha y hora de inicio y

final de la incidencia, para cada instalación afectada).

Luego, el reglamento establece que, para el cálculo de los índices de calidad de suministro, se

considera lo siguiente:

Cuando la incidencia tenga como origen la instalación de un cliente de MT, no se

considerará la potencia contratada de este cliente en las potencias afectadas por la

incidencia, pero sí la potencia del resto de instalaciones afectadas. Será una incidencia

cuya causa está clasificada como terceros (instalación particular).

Las interrupciones de duración menos o igual a 3 minutos no se tendrán en cuenta.

Una incidencia agrupa todas las interrupciones que sufran las instalaciones de la misma

zona conectadas eléctricamente por causa del mismo motivo y a partir del mismo

instante.

Las incidencias se clasifican, según su origen en programadas e imprevistas.

Según la causa, las incidencias se clasifican en:

o Generación: se incluyen en el cálculo de indicadores solo cuando afecten a

consumidores.

o Transporte: Al igual que las de generación, se contabilizan si afectan a

consumidores.

o Terceros: Causadas por personas físicas y jurídicas ajenas a la empresa, e incluyen

aquellas ocasionadas por: otras distribuidoras, instalaciones particulares,

acciones intencionadas o accidentales de terceros, huelgas legales, fuerza

mayor8. Cada una de las causas anteriores vendrá identificada con un «Código

7 “Es todo evento, y sus consecuencias asociadas, originado en los sistemas de Generación, Transporte o Distribución, que sea causa de una o varias interrupciones imprevistas de suministro con instalaciones afectadas relacionadas temporal y eléctricamente”.

8 Considera los acontecimientos extraordinarios, tal como los define el Real Decreto 300/2004, de 20 de febrero, por el que se aprueba el Reglamento del seguro de riesgos extraordinarios, se definen los fenómenos que son:

Fenómenos de la naturaleza: terremotos, maremotos, inundaciones extraordinarias, erupciones volcánicas, tempestad ciclónica atípica y la caída de cuerpos siderales y aerolitos.

Ocasionados violentamente como consecuencia de terrorismo, rebelión, sedición, motín y tumulto popular. Hechos o actuaciones de las Fuerzas Armadas o de las Fuerzas y Cuerpos de Seguridad en tiempo de paz.

ATS Energía 9

de la Prueba» que hará referencia a la existencia de prueba para la

exoneración, en su caso, de las consecuencias del incumplimiento de los índices

de calidad.

o Propias (de la empresa): Incluye las que no corresponden a las anteriores causas,

a las ocasionadas por fenómenos atmosféricos que se consideren habituales o

normales en cada zona geográfica, de acuerdo con los datos estadísticos de

que se disponga, agentes internos (animales, árboles, movimientos de terreno,

etc.), internas y desconocidas.

Las bases de cálculo de los denominadores de los indicadores se debe actualizar

mensualmente, misma periodicidad con q se calculan NIEPI y TIEPI. Para períodos superiores al

mes, se sumarán los respectivos indicadores mensuales.

No dan derecho a descuento en facturación las interrupciones programadas, de terceros y las

de fuerza mayor, debidamente justificadas, así como las incidencias en zonas para las que se

están elaborando o ejecutando Planes de Mejora de Calidad de Servicio y Electrificación y

Mejora de la Calidad en el Ámbito Rural.

PERÚ

Como declara el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN), entre

1997 y 2004, el control de las interrupciones del suministro eléctrico a nivel de distribución, se

realizaba por usuario, lo que hacía que los indicadores obtenidos no eran adecuados para

evaluar el desempeño de los sistemas en su conjunto, asimetrías de información y carencia de

señales económicas para motivar inversiones

La Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (NTCSE)9, en el Título Sexto establece

que: “La Calidad de Suministro se expresa en función de la continuidad del servicio eléctrico a

los Clientes, es decir, de acuerdo a las interrupciones del servicio”, y para evaluarla, se

consideran indicadores que miden el número y duración de interrupciones del servicio eléctrico

y la energía no suministrada a consecuencia de ellas, contemplando un periodo de control de

6 meses.

Respecto a la clasificación como fuerza mayor, OSINERGMIN evacuó el documento de trabajo

N°16-GFE “Evaluación de Solicitudes de Fuerza Mayor para Instalaciones de Transmisión y

Distribución”. En el mismo, respecto de la definición de Fuerza Mayor, se especifica que aun

cuando se menciona en el Ley de Concesiones Eléctricas, Decreto Ley N° 25844, no se entrega

una definición de tal condición. Ante la carencia de una definición específica en el contexto

de la Ley de Concesiones Eléctricas o en su Reglamento, se aplica en forma supletoria, la

definición del Código Civil, que en el Artículo 1315°, define:

“Caso fortuito o fuerza mayor es la causa no imputable, consistente en un evento

extraordinario, imprevisible e irresistible, que impide la ejecución de la obligación o

determina su cumplimiento parcial, tardío o defectuoso”

El caso fortuito o fuerza mayor está contemplado en el artículo 87° de la Ley de Concesiones

Eléctricas, Decreto Ley N° 25844, en el que se indica que: “Los concesionarios podrán variar

transitoriamente las condiciones de suministro por causa de fuerza mayor...”.

9 Decreto Supremo N° 020-97-EM

ATS Energía 10

Siendo que el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobado por Decreto Supremo

009-93-EM, en su artículo 169° establece que le corresponde a OSINERGMIN efectuar la

calificación como causa Fuerza Mayor, al cual se refiere el artículo 87° de la citada Ley.

Cabe precisar que ésta es la única referencia a la figura de la Fuerza Mayor en la Ley de

Concesiones Eléctricas, por lo cual se aplica, en forma supletoria, la definición de fuerza mayor

establecida en el Código Civil, en la medida que este cuerpo jurídico contiene, entre otras, las

normas que regulan en general las relaciones derivadas de las obligaciones entre particulares

(en este caso, entre el concedente que es el Estado, y el concesionario que viene a ser la

empresa de transmisión o distribución).

Para el cálculo de los indicadores de calidad del suministro individual no se consideran

interrupciones que tengan una duración menor a 3 minutos, ni aquellas “relacionadas con

casos de fuerza mayor debidamente comprobados y calificados como tales por la Autoridad”.

Los indicaron considerados son:

Número total de interrupciones por cliente por semestre: Este indicador incluye las

interrupciones programadas10 por expansión o reforzamiento de redes, para ser

incluidas, se ponderan por un factor de 50%.

Duración total ponderada de interrupciones por cliente: Corresponde a la sumatoria

ponderada de todas las interrupciones que sufra un cliente. Los ponderadores son los

siguientes:

o Interrupciones programadas por expansión o reforzamiento: 0,25

o Interrupciones programadas por mantenimiento: 0,50

o Otras: 1,00

Si la duración real es distinta a la programada, el ponderador para la diferencia de tiempo es 0

si la duración real es menor a la programada y 1 en caso contrario.

La misma NTCSE establece las tolerancias en los indicadores de calidad de suministro individual,

diferenciando por nivel de tensión. Se declara, además, que clientes de BT en zonas rural o

urbano-rural se debe aumentar en un 50% la tolerancia al número de interrupciones, y la

duración ponderada en un 100% para el servicio urbano-rural y 250%, para el servicio rural.

Número de Interrupciones por Cliente

Clientes en Muy Alta y Alta Tensión : 02 Interrupciones/semestre

Clientes en Media Tensión : 04 Interrupciones/semestre

Clientes en Baja Tensión : 06 Interrupciones/semestre

Duración Total Ponderada de Interrupciones por Cliente

Clientes en Muy Alta y Alta Tensión : 04 horas/semestre

Clientes en Media Tensión : 07 horas/semestre

Clientes en Baja Tensión : 10 horas/semestre

Con la sola observancia de la NTCSE, según informa OSINERGMIN11, solo se reportaban las

interrupciones que afectaban al 65% de los usuarios. Con el fin de solucionar los problemas de la

10 En la NTCSE se especifica que: “El término “Interrupciones programadas” se refiere exclusivamente a actividades de expansión o reforzamiento de redes; o, mantenimiento de redes, ambas programadas oportunamente, sustentadas ante la Autoridad y notificadas a los Clientes con una anticipación mínima de cuarenta y ocho (48) horas, señalando horas exactas de inicio y culminación de trabajos.”

ATS Energía 11

NTCSE, entró en vigencia el procedimiento Supervisión de la Operación de los Sistemas

Eléctricos N° 074-2004-OS/CD.

El Procedimiento impuso la obligación de reportar mensualmente las interrupciones que afectan

al 100% de los clientes de cada concesionaria, además de reportar dentro de las 12 horas las

interrupciones que afectaron a más de 5.000 usuarios.

Para la verificación de la información entregada por la empresa, se considera la instalación de

equipos supervisores en alimentadores de media tensión, cuya ubicación es desconocida para

las distribuidoras. Se instala, por un periodo mínimo de 2 meses, un mínimo de 3 equipos para

comprobar si las interrupciones fueron parciales o totales. Los hallazgos son comunicados a las

empresas a través de un informe de supervisión.

Respecto a los indicadores de desempeño global, Perú optó por SAIDI y SAIFI, según son

definidos en Use Guide for Electric Power Distribution Reliability Indices (IEEE). Para dar señales

económicas que motivaran a las empresas a realizar las inversiones necesarias para mejorar la

prestación del servicio a los clientes, se estableció un desempeño esperado para cada área

típica, como se muestra en la tabla siguiente:

Tabla 4. Desempeño esperado por sectores típicos de distribución, Perú

Sectores

Típicos

2008 2009 2010 2011

SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI SAIFI SAIDI

1 3 7,5 3 7,5 3 7 3 6,5

2 11 20 9 16 7 13 5 9

3 13 24 11 20 9 16 7 12

4 16 32 15 29 13 27 12 24

5 20 50 19 47 17 43 16 40

Especial 12 27 12 27 12 27 12 27

Fuente: Res. Nº 590-2007-OS/CD

La multa se estimaba con la fórmula siguiente:

max ,i SAIFI SAIDIMulta Sistema D D CU MD

Donde:

DSAIFI : Desviación del SAIFI anual reportado, atribuible a instalaciones de distribución en

Media Tensión, respecto al desempeño esperado (DE) anual del sector típico

correspondiente establecido en la Tabla 4. No se incluyen las interrupciones por

rechazo de carga y aquellas calificadas como fuerza mayor

DSAIDI : Desviación del SAIDI anual reportado, atribuible a instalaciones de distribución en

Media Tensión, respecto al desempeño esperado (DE) anual del sector típico

correspondiente establecido en la Tabla 4. No se incluyen las interrupciones por

rechazo de carga y aquellas calificadas como fuerza mayor.

CU : Costo unitario por MW en UITs, diferenciado por sector típico.

MD : Máxima demanda anual del sistema eléctrico reportada por la empresa

11 “Calidad de Suministro Eléctrico en el Perú”, OSINERGMIN.

ATS Energía 12

NUEVA ZELANDA

Como se da cuenta en la decisión No. NZCC 22 Electricity Distribution Information Disclosure

Determination 2012, de la Comisión de Comercio de Nueva Zelanda, se distinguen 9 clases de

interrupciones:

Clase A: interrupciones planificadas por el transmisor.

Clase B: interrupciones planificadas originadas en la red de distribución.

Clase C: interrupciones no planificadas originadas en la red del distribuidor.

Clase D: interrupciones no planificadas por el transmisor.

Clase E: interrupciones no planificadas de generación propiedad de empresas de

distribución.

Clase F: interrupciones no planificadas de generación de propiedad de otros

Clase G: interrupciones no planificadas, causadas por otros agentes con obligación a

informar.

Clase H: interrupciones planificadas, causadas por otro agente.

Clase I: interrupciones caudadas por otros agentes.

Para el cálculo de los indicadores SAIDI y SAIFI, se consideran las interrupciones de Clase B y

Clase C.

Para las interrupciones de Clase C, se reconocen las siguientes causas:

Rayo

Vegetación

Mal tiempo

Interferencia de terceros

Vida silvestre

Error humano

Equipos defectuosos

Causa desconocida.

Para cada una de las causas se debe calcular e informar los indicadores SAIDI y SAIFI, además

de identificar los principales equipos involucrados (líneas, cables u otros de subtransmisión;

líneas, cables u otros de distribución en baja tensión). Además, se solicita identificar la cantidad

de interrupciones que tuvieron una duración menor o igual a 3 horas, o bien aquellas de

extensión mayor.

Para las interrupciones de Clase C, se solicita, además, una proyección fundamentada de la

evolución de SAIDI y SAIFI en un lapso de 5 años.

ATS Energía 13

Adicionalmente, la Comisión de Comercio de Nueva Zelanda, que es la institución encargada

de velar por el cumplimiento de la regulación de precio y calidad, basando el control en el

seguimiento de una trayectoria de precio y calidad establecida por defecto12.

En el documento de trabajo “Electricity Distribution Services Default Price Quality Path Draft

Determination 2015” se establecen distintos indicadores que derivan de SAIDI y SAIFI, que se

utilizan para establecer los límites que deben observar los distribuidores regulados.

Valor evaluado de SAIDI/SAIFI: Suma de los valores ajustados de SAIDI para un periodo de

evaluación calculado de acuerdo con la trayectoria de calidad de servicio. Se calcula como la

suma ponderada de los SAIDI de interrupciones planificadas y no planificadas, originadas en la

red de distribución.

Tope de SAIDI/SAIFI: Máximo valor de SAIDI/SAIFI usado con el propósito der calcular el Ajuste

de Incentivos de Calidad.

Collar SAIDI/SAIFI: Valor SAIDI/SAIFI mínimo utilizado para efectos de calcular el Ajuste de

Incentivos de Calidad

SAIDI/SAIFI Límite: Para los distribuidores regulados, corresponde al valor contra el cual se evalúa

el cumplimiento de los estándares de calidad.

SAIDI/SAIFI Objetivo: Valor usado para el cálculo de Incentivos de Ajuste de la Calidad.

Depende, entre otros, de los indicadores del periodo anterior.

SAIDI/SAIFI Valor límite no planificado: Valor especificado en los estándares de calidad

Depende, entre otros, de los indicadores del periodo anterior.

Valor de SAIDI: Valor del índice de duración promedio de las interrupciones.

Valor de SAIFI: Valor del índice de frecuencia promedio de interrupciones del sistema.

Los límites son establecidos por periodos de 5 años. El próximo periodo de fijación de

estándares, tiene vigencia entre el 1 de abril de 2015 y el 31 de marzo de 2020. Junto con

establecer estándares de calidad, el regulador fija los máximos ingresos permitidos para las

empresas.

CALIFORNIA, ESTADOS UNIDOS

En 1998 la Comisión de Servicios Públicos de California adoptó la Orden General 166 (GO 166,

por sus siglas en inglés), que aplica para interrupciones de servicios causados por daños en las

líneas de distribución o transmisión y subestaciones, tales como tormentas, incendios,

accidentes u ataques terroristas.

La GO 166 presenta estándares de operación, confiabilidad y seguridad en situaciones de

emergencia o desastres. El propósito de los estándares es asegurar que los servicios eléctricos

estén preparados para dichas situaciones, minimizando el daño e inconvenientes provocados a

clientes.

12 La parte 4 del Commerce Act de 1985 (subpartes 9 y 19) establece que los distribuidores de electricidad no exentos están sujetos a la regulación de precio por defecto o personalizada.

ATS Energía 14

Una situación de emergencia o desastre es definida en la GO 166 como un evento que es la

causa próxima de una Interrupción de Gran Magnitud, dentro de las cuales se consideran, pero

sin limitar, las siguientes:

Tormentas,

Rayos,

Incendios,

Inundaciones,

Huracanes,

Actividad volcánica,

Deslizamientos de tierra,

Terremotos,

Tormentas de viento,

Maremotos,

Ataques terroristas,

Disturbios,

Desobediencia civil,

Guerras,

Derrames de sustancias químicas,

Explosiones,

Accidentes de trenes o aviones.

Luego, en el año 2000, la Comisión adoptó la Decisión 00-05-022, que complementa la GO 166,

perteneciente a la Restoration Performance Benchmark for a Measured Event.

Una Interrupción de Gran Magnitud consiste en una interrupción de servicio no momentánea

que afecta a al menos un 10% de los clientes de forma simultánea (para el caso de servicios

con menos de 150.000 clientes, se considera como Interrupción de Gran Magnitud cuando

afecta al 50% de los clientes o más). Por otra parte, un Evento Medido es una Interrupción de

Gran Magnitud resultante de causas no relacionadas con clima o terremotos que afecta entre

un 10% (de forma simultánea) y un 40% (acumulado).

La Decisión 00-05-022 introduce el Índice de Duración Promedio de la Interrupción por Cliente

(CAIDI, por sus siglas en inglés), el cual es medido desde el inicio de un Evento Medido hasta

que se haya restaurado el servicio a la totalidad de los clientes que experimentaron una

interrupción durante el mismo y su cálculo es definido en la Tabla 1.

Si un mismo cliente experimenta más de una interrupción sostenida durante un Evento Medido,

cada interrupción es considerada como una interrupción a cliente por separado. El desempeño

ATS Energía 15

de la restauración de servicio es considerado razonable si el CAIDI es de 570 o menor, sin

embargo, dicha consideración puede ser refutable.

Los sistemas de 150.000 clientes o menos están exentos de la aplicación de la Decisión 00-55-

022.

La GO 166 establece que el prestador de servicio debe mantener un Plan de Respuesta para

emergencias e Interrupciones de Gran Magnitud, el que debe incluir los siguientes elementos.

(a) Coordinación interna.

(b) Coordinación con el Operador Independiente del Sistema (ISO)/Dueño del Sistema

de Transmisión (TO).

(c) Coordinación con los medios de comunicación.

(d) Coordinación externa y con el Gobierno.

(e) Consideraciones de seguridad.

(f) Proceso de evaluación de daños.

(g) Guía de prioridad de restauración de servicio.

(h) Manual de asistencia.

(i) Plan de actualización.

De acuerdo al Código de Servicios Públicos de California, el ISO debe realizar una revisión luego

de cada interrupción de servicio que afecte al 10%, o más, de los clientes de la entidad que

provea el servicio de distribución local. Dicha revisión deberá incluir la causa de la interrupción,

el tiempo de respuesta, la efectividad y si las prácticas de operación y mantenimiento

mejoraron o socavaron la capacidad de restablecer el servicio de manera eficiente y oportuna.

Si el resultado de la revisión indica que las prácticas de operación y mantenimiento prolongaron

el tiempo de respuesta o si el propietario u operador fueron responsables de la interrupción, el

ISO podrá ordenar las sanciones apropiadas, sujeto a la aprobación de dicha autoridad por la

Comisión Federal de Regulación Energética (Federal Energy Regulatory Commission).

OTRAS EXPERIENCIAS RELEVANTES

Para complementar el análisis, se revisan otras situaciones que se juzgan como relevantes en el

contexto de este estudio.

UNIÓN EUROPEA

A continuación se entrega un resumen de la definición y tratamiento de los eventos

correspondientes a Fuerza Mayor en los principales países de la Comunidad Europea.

ATS Energía 16

Tabla 5. Fuerza mayor en la Unión Europea

País Concepto de fuerza mayor Pago de compensación por

fuerza mayor

Austria Desastre natural, así declarado por la autoridad local o

federal No

Dinamarca Evento excepcional, típicamente meteorológico

establecido por el regulador No

Finlandia No existe el concepto de fuerza mayor

Sí, interrupciones sobre 12 horas

pagan siempre, independiente

de su causa

Francia

Evento excepcional, interrupción de 100.000

consumidores por la ocurrencia de un evento climático

de probabilidad menos de 1/20 por año

No

Alemania

Fuerza mayor, evento causado por fuerzas naturales o

terceros, que no se puede anticipar usando juicio sensato.

La fuerza mayor incluye eventos naturales excepcionales,

huelgas, órdenes oficinales, actores terroristas y guerras.

No

Italia Periodos de condiciones excepcionales, la empresa hace

cálculos en base a un análisis móvil de 3 años.

No, pero se anticipa una

compensación para periodos

de interrupción

extremadamente largos

Reino

Unido

Evento excepcional, para eventos climatológicos que

resulten en tasas de falla 8 veces superiores que el

promedio diario. Para eventos no climatológicos no bajo

el control de la empresa con más de 25,000 clientes o

2.000.000 millones de clientes-minutos de interrupción.

No, pero se hace un análisis

caso o caso en base a las

causas del evento.

Hungría Colapso del sistema, ataques terroristas. Interrupción de

50,000 clientes o más.

No, en caso de eventos

extraordinarios, la autoridad

puede eximir de

responsabilidad a las

distribuidoras.

Fuente: 4th Bechmarking Report on Quality of Electricy Supply

BANCO MUNDIAL

De acuerdo al Centro de la Sociedad Pública/Privada en Recursos de Infraestructura del Banco

Mundial, los eventos de fuerza mayor se dividen en dos grupos:

a) Eventos naturales, incluyendo terremotos, inundaciones, fuegos, plagas y otros

desastres naturales.

b) Eventos políticos, incluyendo actos de terrorismo, revueltas sociales, guerras,

declaradas o no, huelgas (no ligadas al concesionario, ni a sus subcontratistas),

contaminación química o nuclear, fallas de la infraestructura pública.

Es de interés señalar que la definición de fuerza mayor utilizada en la gran mayoría de los países

se basa en eventos de gran alcance causados por la naturaleza (o llamados Actos de Dios) o

por hechos sociales o geopolíticos. Países como Francia establecen un alcance mínimo en

cantidad de personas o consumidores. Esta definición es consistente con lo señalado por el

Banco Mundial, sin embargo se contrapone con el alcance del concepto de fuerza mayor en

Chile, donde se incluyen microeventos como choques de autos o rayos aislados.

ATS Energía 17

ANÁLISIS DE LA REALIDAD NACIONAL

En Chile, las interrupciones en general pueden clasificarse en externas (típicamente causadas

por los sectores transmisión y generación), internas (originadas por fallas en equipos propios de

la concesionarias) y fuerza mayor (originadas por eventos ajenos a las concesionarias). Es de

interés notar que las interrupciones calificadas como fuerza mayor o internas, que han sido

recalificadas por SEC como fuerza mayor, no cuentan hacia los cálculos de calidad de servicio

contenidos en Art. 245 el DS 327/98.

El protocolo de calificación de interrupciones está contenido en el “Instructivo para calificación

de interrupciones propuestas como fuerza mayor” de la SEC.

Figura 1. Esquema de clasificación de propuestas de interrupciones interna como fuerza mayor

Fuente: Instructivo para calificación de interrupciones propuestas como fuerza mayor, SEC

El proceso de reclasificación de interrupciones de internas a fuerza mayor tiene los siguientes

pasos:

Las concesionarias cargan al sistema informático de SEC (i.e. Star) la información de las

interrupciones que postulan a reclasificación, junto con los probatorios para dar soporte

a dichas postulaciones.

Las Direcciones Regionales fallan sobre la reclasificación en base a la solidez de los

argumentos y del material probatorio.

Según el análisis realizado el presente mecanismo de recalificación de eventos de causas

internas a fuerza mayor carece de los siguientes puntos:

Falta de consistencia, debido a que las peticiones de reclasificación de interrupciones a

fuerza mayor son analizadas por las Direcciones Regionales por lo que los criterios

pueden no ser uniformes.

Debido a las interrupciones calificadas como fuerza mayor no cuentan en el

cumplimiento de estándares (art. 245 del DS 327/98) de calidad, las concesionarias no

tienen incentivos para premura para subsanar interrupciones de este tipo.

ATS Energía 18

Adicionalmente, las concesionarias tienen incentivos para reportar interrupciones como

fuerza mayor y para postular a reclasificación de interrupciones internas a fuerza mayor.

El protocolo actual no es consistente con la experiencia internacional. En particular, se

hace notar la divergencia con respecto a la definición de fuerza mayor. Según se señaló

en la sección anterior, en Chile se clasifican como de fuerza mayor interrupciones que

en otros países se consideran como de causa interna. En particular, los fenómenos

aislados, como rayos y eventos causados por accidentes, tales como choques o

cortocircuitos producidos por impacto de vehículos u objetos con las líneas de

distribución.

El protocolo actual es percibido como complejo por parte de las concesionarias.

ATS Energía 19

PROPUESTA DE CLASIFICACIÓN DE INTERRUPCIONES

PRESENTADAS POR LAS CONCESIONARIAS

En la presente sección se entrega una propuesta para realizar la clasificación, estratificación de

las interrupciones presentadas por las concesionarias.

Para esta propuesta se plantea el uso de un mecanismo alternativo en base a la experiencia

internacional amplia, a través de la redefinición del concepto de Fuerza Mayor. En particular, si

se sigue la definición utilizada por el Banco Mundial (Centro de la Sociedad Pública/Privada en

Recursos de Infraestructura)13, se restringe a eventos de escala importante del tipo

meteorológico o sociales/geopolíticos. En particular dicha clasificación admite los siguientes dos

clases de eventos de fuerza mayor:

• Eventos naturales, incluyendo terremotos, inundaciones, fuegos, plagas y otros desastres

naturales.

• Eventos políticos, incluyendo actos de terrorismo, revueltas sociales, guerras, declaradas

o no, huelgas (no ligadas al concesionario, ni a sus subcontratistas), contaminación

química o nuclear, fallas de la infraestructura pública.

Adicionalmente se hace notar que el concepto establecido en el artículo 45 del Código Civil,

que define el concepto de Fuerza Mayor como imprevisto e irresistible (“que no se puede

resistir”):

Art. 45. Se llama fuerza mayor o caso fortuito el imprevisto a que no es posible resistir,

como un naufragio, un terremoto, el apresamiento de enemigos, los actos de autoridad

ejercidos por un funcionario público, etc.

De esta forma los causas de interrupciones definidas por la SEC aparecen como irresistibles

(tanto los eventos catastróficos, accidentes, actos vandálicos, como las condiciones

atmosféricas). Sin embargo, la característica de eventos imprevistos dependería de lo

extraordinario que sea el evento. A modo de ejemplo, una inundación de un área en la zona

centro sur de Chile es un evento irresistible, sin embargo, la característica de imprevisto

depende de la intensidad y duración del evento. De esta forma, dicho evento será de

naturaleza fuerza mayor si se trata de un evento extraordinario (la lluvia más intensa en 20 años)

o interno si se trata de un evento que se repite en el tiempo.

La experiencia internacional muestra diferentes criterios para separación entre eventos internos

y fuerza mayor (evento extraordinario). Para eventos meteorológicos o desastres naturales se

pueden utilizar criterios de probabilidad de ocurrencia. Para eventos políticos, típicamente se

utilizan cantidad de consumidores afectados.

La presente metodología opta por un criterio parejo que denote la gravedad del evento. De

esta forma la división entre eventos internos y fuerza mayor (evento extraordinario) se fija en un

límite de afectación de 10,000 clientes o más. Es decir evento, dentro de las clasificaciones

definidas, se considera como fuerza mayor, si es que el número de clientes afectados es de

10,000 o más. A modo de comparación, Francia establece un límite de 100,000 clientes

afectados, Hungría 50,000 clientes afectados y Reino Unido 25,000 clientes afectados o

2,000,000 millones de minutos-clientes.

13 Agregar referencia.

ATS Energía 20

De esta forma, y a partir de la clasificación de Fuerza Mayor establecida por SEC en el

“Instructivo para calificación de interrupciones propuestas como fuerza mayor”, se propone

agregar las siguientes calificaciones de Fuerza Mayor, denotando eventos de amplio alcance.

Tabla 6. Clasificación propuesta de Fuerza Mayor

Causa Subcausa Calificación

Eventos

catastróficos Inundaciones

Interna - [I] (imputable a la

concesionaria)

Eventos

catastróficos Incendios


concesionaria)

Eventos

catastróficos Aluvión


concesionaria)

Eventos

catastróficos Deslizamiento de suelo o de tierra


concesionaria)

Eventos

catastróficos Movimientos Telúricos


concesionaria)

Incendio no debido

a fallas Calor excesivo debido a incendio


concesionaria)

Incendio no debido

a fallas Intervención a solicitud de bomberos


concesionaria)

Incendio no debido

a fallas Quemas de Pastizales


concesionaria)

Accidentes Choque de vehículo a poste Interna - [I] (imputable a la

concesionaria)

Accidentes Choque de vehículo a tirante Interna - [I] (imputable a la

concesionaria)

Accidentes Daño debido a faena en propiedad

particular


concesionaria)

Accidentes Accidente aéreo Interna - [I] (imputable a la

concesionaria)

Accidentes Máquina retroexcavadora Interna - [I] (imputable a la

concesionaria)

ATS Energía 21


Accidentes Deslizamiento de tierra por trabajos Interna - [I] (imputable a la

concesionaria)

Accidentes Acto temerario ( suicidio o intento de

suicidio )


concesionaria)

Actos vandálicos Objeto, alambre o cadena lanzada Interna - [I] (imputable a la

concesionaria)

Actos vandálicos Atentado / explosivos Interna - [I] (imputable a la

concesionaria)

Actos vandálicos Disturbios en la zona Interna - [I] (imputable a la

concesionaria)

Actos vandálicos Robo conductor Interna - [I] (imputable a la

concesionaria)

Actos vandálicos Robo de equipo Interna - [I] (imputable a la

concesionaria)

Actos vandálicos Hurto energía Interna - [I] (imputable a la

concesionaria)

Actos vandálicos Sabotaje Interna - [I] (imputable a la

concesionaria)

Árboles Daño por faena de empresa forestal Interna - [I] (imputable a la

concesionaria)

Por Vehículos Vehículo > 4,50 m de altura bota cable

de distribución


concesionaria)

Por Vehículos Vehículo > 4,50 m de altura bota cable

de comunicaciones


concesionaria)

Por Vehículos Vehículo > 4,50 m de altura bota

empalme o acometida


concesionaria)

Condiciones

Atmosféricas

Tormenta Eléctrica (Rayos) de amplio

alcance – Más de 10.000 clientes

afectados.

Fuerza Mayor o Caso Fortuito

[FM]

ATS Energía 22


Eventos

catastróficos

Inundaciones de amplio Alcance – Más

de 10.000 clientes afectados.


[FM]

Eventos

catastróficos

Incendios de amplio alcance – Más de

10.000 clientes afectados.


[FM]

Eventos

catastróficos

Aluvión de Amplio Alcance– Más de

10.000 clientes afectados – Más de



[FM]

Eventos

catastróficos

Deslizamiento de suelo o de tierra de

Amplio Alcance


[FM]

Eventos

catastróficos

Movimientos Telúricos de Amplio

Alcance en Superficie e Intensidad–

Más de 10.000 clientes afectados.


[FM]

Actos vandálicos

Disturbios generalizados en zonas

amplias – Más de 10.000 clientes

afectados.


[FM]

Fuente: Clasificación SEC y Propia

Un análisis de ventajas y desventajas de la propuesta entrega los siguientes resultados:

Ventajas:

Da los incentivos a las concesionarias para responder a interrupciones de fuerza mayor

en plazos lo más cortos posibles, debido a que los retrasos podrían resultar en multas, en

todas las categorías que eran consideradas fuerza mayor y que pasarían a ser internas.

Simplifica el sistema de cuentas de interrupciones, minimizando la necesidad de proveer

probatorios.

Reduce la discrecionalidad en la calificación de las interrupciones como fuerza mayor.

Esto tiende a uniformar los criterios entre distintas oficinas regionales de la SEC.

Es ampliamente consistente con las prácticas internacionales. Según la revisión

internacional, las interrupciones de fuerza mayor solo abarcar eventos mayores del tipo

meteorológicos o sociales/geopolíticos.

Acomoda eventos catastróficos tales como desastres naturales (por ejemplo,

terremotos, tsunamis). En estos casos no es posible calcular tiempos medios de reposición

por lo que dichos procesos deben ser gestionados uno a uno entre la autoridad y las

concesionarias.

Consistente con el espíritu de la regulación en art. 224 del DS 327/98, donde se explicita

que las interrupciones que provengan de caso fortuito o fuerza mayor no serán de

responsabilidad de la concesionaria.

ATS Energía 23

Desventajas:

La propuesta no presenta desventajas evidentes.

En conclusión, la propuesta basada en la redefinición de la clasificación de interrupciones de

fuerza mayor entrega los incentivos correctos a las concesionarias, se ajusta a la experiencia

internacional y permite un manejo más adecuado en desastres naturales.

Probatorios

Es de importancia notar que la precisión en el alcance de la definición de fuerza mayor y la

posterior reclasificación de los eventos de este tipo para que solo incluyan eventos irresistibles e

imprevisibles con un criterio de amplio alcance, llevará a una disminución importante del

número de eventos del tipo fuerza mayor y la eliminación de la posibilidad de postular eventos

del tipo interno a fuerza mayor (no cumplirían con los criterios antes enunciados).

De esta forma se propone que los probatorios requeridos se limiten a certificar la categoría y el

alcance de los eventos, es decir probatorios basados en diarios e informes de meteorología.

Tabla 7. Clasificación propuesta de Fuerza Mayor

Causa Subcausa Probatorio

Condiciones

Atmosféricas

Tormenta Eléctrica (Rayos) de amplio

alcance – Más de 10.000 clientes

afectados.

Reporte de Dirección Meteorológica

de Chile e Informe de Falla de

Concesionaria

Eventos

catastróficos

Inundaciones de amplio Alcance – Más

de 10.000 clientes afectados.

Reporte de Oficina Nacional de

Emergencia e Informe de Falla de

Concesionaria

Eventos

catastróficos

Incendios de amplio alcance – Más de




Concesionaria

Eventos

catastróficos

Aluvión de Amplio Alcance– Más de

10.000 clientes afectados – Más de




Concesionaria

Eventos

catastróficos

Deslizamiento de suelo o de tierra de

Amplio Alcance



Concesionaria

Eventos

catastróficos

Movimientos Telúricos de Amplio Alcance

en Superficie e Intensidad– Más de




Concesionaria

ATS Energía 24

Causa Subcausa Probatorio

Actos

vandálicos

Disturbios generalizados en zonas

amplias – Más de 10.000 clientes

afectados.

Reporte de Carabineros e Informe

de Falla de Concesionaria

Fuente: Elaboración Propia

ATS Energía 25

ANÁLISIS DE DATOS

Un punto de interés en relación a la metodología propuesta es su impacto en las métricas de

calidad de servicio establecidas en el Decreto Supremo 327. En particular con respecto los

requerimientos de duración media de interrupciones establecidas en el articulado permanente

se tiene que:

Artículo 245.- Durante cualquier período de doce meses, las interrupciones de suministro de

duración superior a tres minutos, incluidas las interrupciones programadas, no deberán exceder

los valores que se indican a continuación:

a) En puntos de conexión a usuarios finales en baja tensión: 22 interrupciones, que no

excedan, en conjunto, de 20 horas.

Y en disposiciones transitorias del mismo decreto se tiene que:

Artículo 25º.- En tanto no sean dictadas las normas técnicas pertinentes para cada caso, regirán

las disposiciones que se señalan en los literales siguientes:

g) Zonas Rurales:

Para los efectos previstos en el artículo 247, son zonas rurales los sectores de distribución que en

la fijación de valores agregados del año 1997 quedaron asignados al área 4 y aquellas que se

encuentran a una distancia superior a 20 kilómetros de una subestación primaria de distribución.

Si a la fecha de entrada en vigencia de los artículos 243 y 245 no se hubieren dictado las normas

específicas para zonas rurales, y en tanto ellas no se dicten, las holguras a que se hace

referencia en dichos artículos se incrementarán en las zonas rurales, de acuerdo a lo siguiente:

g.3) en el artículo 245 letra a), de 20 horas a 30 horas y de 22 interrupciones a 42

interrupciones.

De esta forma las interrupciones de suministro en áreas urbanas no deben exceder de 20 horas

en duración en un año y en zonas rurales no deben exceder de 30 horas en duración en un

año. Cabe destacar que para efectos de las compensaciones, el criterio es aplicado al SAIDI

producto de interrupciones internas.

Metodología

Para respetar las particularidades de cada zona se realizó un análisis por zona climática y área

típica de distribución (según lo definido por el proceso de cálculo del Valor Agregado de la

Distribución (VAD)). Dicha separación se entrega en el Apéndice del presente documento.

Posteriormente se procedió a crear grupos de comunas dentro de una misma zona climática y

área típica de distribución (ATD), que resultaron en 17 grupos. Cada grupo se identificó con la

letra de su zona climática y el número de su ATD.

Para cada uno de estos grupos se calculó el SAIFI (Índice de frecuencia media de

interrupciones del sistema, System average interruption frequency index) y el SAIDI (Índice de

duración media de interrupciones del sistema, System average interruption duration index),

según la definición entregada en la Tabla 1de la sección sobre antecedentes del proyecto del

presente documento.

ATS Energía 26

Las interrupciones se dividieron según su clasificación en:

Cálculo metodología actual:

Internas

Externas

Fuerza Mayor (definición actual)

Cálculo metodología propuesta:

Internas (incluyendo un subgrupo de las interrupciones consideradas como Fuerza mayor

en la metodología actual).

Externas

Fuerza Mayor (definición propuesta).

Resultados y Análisis

Para el caso de la metodología actual para el año 2012 se obtuvieron los siguientes indicadores

SAIDI:

Tabla 8. SAIDI con Metodología Actual

Zona

Climática/ATD

SAIDI Externo

[Horas]

SAIDI Fuerza

Mayor [Horas]

SAIDI Interno

[Horas]

SAIDI Total

[Horas]

A2 6,052797372 6,773176559 12,51965357 25,3456275

A3 10,65486359 3,214196999 12,34368174 26,21274234

B1 0,365445993 1,966146084 5,576895874 7,908487952

B2 1,211559838 4,618342631 10,4094522 16,23935467

B3 2,21490742 1,341915371 12,95503663 16,51185942

C2 2,428913189 2,023723218 13,27443041 17,72706682

C3 4,11781036 2,871420111 15,13137647 22,12060694

C5 8,536058486 8,417163967 29,19933535 46,1525578

D2 0,582592442 3,384166075 12,91627866 16,88303717

D3 1,312499824 1,162636591 4,578668706 7,053805121

D4 6,950926586 6,886171065 16,06050967 29,89760732

D5 22,54878146 14,05592065 31,62930154 68,23400365

D6 4,096858189 13,80110338 10,81097335 28,70893492

E3

0,888296336 5,268994766 6,157291103

E4 18,99988387 6,331838541 13,89669551 39,22841792

E6 5,430148608 5,896369389 3,841762492 15,16828049

F3 0,926992269 0,719098177 5,027096432 6,673186878

Fuente: Elaboración propia en base a datos SEC

En la Tabla 8 se pueden apreciar que 16 zonas pertenecientes a áreas típicas de distribución

urbanas (1 y 2) y rurales (3, 4, 5 y 6) cumplen (en blanco) con los criterios de calidad de servicio

de SAIDI al año enunciados anteriormente, y una zona que no cumple (en rojo).

ATS Energía 27

Para el caso de la metodología propuesta para el año 2012 se obtuvieron los siguientes

indicadores SAIDI:

Tabla 9. SAIDI con Metodología Propuesta (FM involucra a más de 10,000 consumidores)

Zona

Climática/ATD

SAIDI Externo

[Horas]

SAIDI Fuerza

Mayor [Horas]

SAIDI Interno

[Horas]

SAIDI Total

[Horas]

A2 6,052797372

19,29283012 25,3456275

A3 10,68201308

15,53072926 26,2127423

B1 0,365445993 0,09167046 7,451371498 7,81681749

B2 1,211559838 0,284977591 14,74281724 15,9543771

B3 2,21490742

14,296952 16,5118594

C2 2,432841944

15,29422488 17,7270668

C3 4,11781036

18,00279658 22,1206069

C5 8,546800911

37,60575689 46,1525578

D2 0,592344576

16,2906926 16,8830372

D3 1,312499824

5,741305296 7,05380512

D4 6,952388661

22,94521866 29,8976073

D5 22,71585639

45,51814725 68,2340036

D6 4,096858189 1,801296264 22,81078047 26,9076387

E3

6,157291103 6,1572911

E4 18,99988387

20,22853406 39,2284179

E6 5,430148608

9,738131882 15,1682805

F3 0,926992269

5,746194609 6,67318688


En la Tabla 9 se puede apreciar que 15 zonas pertenecientes a áreas típicas de distribución


de SAIDI al año enunciados anteriormente, y las 2 zonas que no cumplen (en rojo). Es decir, una

vez aplicado la nueva metodología el grado de incumplimiento se duplica, pasando de 1 a 2

zonas.

Si se compararan los dos acercamientos (metodología actual y propuesta) es claro que la gran

mayoría de las interrupciones pasan de Fuerza Mayor (no se contabiliza para el pago de

compensaciones) a Causa Interna (si se contabiliza para el pago de compensaciones).

Para lograr un menor traspaso se puede modificar el criterio de evento amplio en Fuerza Mayor,

de 10.000 consumidores a 5.000, con lo que se obtiene:

Tabla 10. SAIDI con Metodología Propuesta (FM involucra a más de 5,000 consumidores)

Zona

Climática/ATD

SAIDI Externo

[Horas]

SAIDI Fuerza

Mayor [Horas]

SAIDI Interno

[Horas]

SAIDI Total

[Horas]

A2 6,052797372

19,29283012 25,3456275

A3 10,68201308

15,53072926 26,2127423

B1 0,365445993 0,332780827 7,210261131 7,57570712

B2 1,211559838 0,956975087 14,07081974 15,2823796

B3 2,21490742

14,296952 16,5118594

ATS Energía 28

Zona

Climática/ATD

SAIDI Externo

[Horas]

SAIDI Fuerza

Mayor [Horas]

SAIDI Interno

[Horas]

SAIDI Total

[Horas]

C2 2,432841944 0,059662622 15,23456225 17,6674042

C3 4,11781036 0,003535313 17,99926126 22,1170716

C5 8,546800911 0,117580051 37,48817684 46,0349778

D2 0,592344576

16,2906926 16,8830372

D3 1,312499824 0,299570987 5,44173431 6,75423413

D4 6,952388661 0,161071089 22,78414757 29,7365362

D5 22,71585639 0,624010848 44,8941364 67,6099928

D6 4,096858189 3,879289972 20,73278676 24,8296449

E3

6,157291103 6,1572911

E4 18,99988387

20,22853406 39,2284179

E6 5,430148608

9,738131882 15,1682805

F3 0,926992269

5,746194609 6,67318688


En la Tabla 10 se puede apreciar que 15 zonas pertenecientes a áreas típicas de distribución


de SAIDI al año enunciados anteriormente, y las 2 zonas que no cumplen (en rojo). Es decir, una

vez aplicada la nueva metodología y permitiendo mayores niveles de Fuerza Mayor al modificar

la cantidad de clientes afectados para la categoría, se observa un aumento en la frecuencia

de SAIDI producto de Fuerza Mayor, sin embargo, dicho cambio es marginal, manteniéndose el

grado de incumplimiento.

ATS Energía 29

CONCLUSIONES Y COMENTARIOS

La experiencia internacional demuestra que los indicadores SAIDI y SAIFI son ampliamente

utilizados, además de ser recomendados por el Instituto de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos

(IEEE, por sus siglas en inglés). El primero de ellos expresa la duración de las interrupciones

experimentadas por los clientes en un año, siendo un indicador de calidad de servicio simple,

fácil de comprender y manejar, razón que justifica su alta tasa de ocupación.

Por otra parte, el SAIFI que mide el número promedio de interrupciones sufridas por cada

cliente, por lo que funciona como un indicador de confiabilidad, dado que desde el punto de

vista del consumidor, este equivale a la tasa de falla del servicio.

Dentro de las características de los indicadores deseables, y que hacen de los anteriores los

seleccionados como mejores por el IEEE, se encuentra que sus definiciones son especificas,

fáciles de entender y aplicar, el proceso de cálculo es estandarizado para cualquier empresa

de servicio público (siendo equitativo para ellas sin importar sus características particulares), es

calculable de manera independiente y se considera que (a diferencia de otras alternativas de

indicadores) no ha sido diseñado y creado para poder ser minimizado.

Adicionalmente, un análisis llevado a cabo por Consejo Internacional de Grandes Redes

Eléctricas (CIGRE)14 el año 2004 revela que un 28% y un 30% de las empresas de servicios

públicos utilizan los indicadores SAIDI Y SAIFI (respectivamente) como los indicadores de calidad

de servicio y confiabilidad, siendo los más utilizados. Estudio que considera encuestas a 32

países. Como conclusión del estudio, el CIGRE recomienda que, junto con el Tiempo Promedio

de Interrupción (AIT, por sus siglas en ingles) sean los indicadores de calidad utilizados y

reconocidos a nivel mundial.

Respecto de la propuesta realizada para la adecuación de las condiciones para que una

interrupción sea calificada como de fuerza mayor, se puede concluir que lo presentado tiene

beneficios evidentes, al aportar transparencia y unicidad de criterios al proceso de calificación

de las instalaciones. Adicionalmente, se destaca que la propuesta generada no requiere de un

cambio legislativo, debiendo limitarse la adecuación a una reinterpretación que puede ser

materializada a través de un instructivo.

Finalmente, una disminución en la cantidad de clientes afectados para la clasificación como

fuerza mayor no demuestra tener un efecto relevante, evidenciando variaciones marginales

dentro del marco de la clasificación propuesta.

14 Evaluation Methods and Key Performance Indicators for Transmission Maintenance, 2004

ATS Energía 30

ATS Energía 31

APÉNDICE: CLASIFICACIÓN DE COMUNAS SEGÚN ÁREA TÍPICA

DE DISTRIBUCIÓN Y ZONA CLIMÁTICA

Tabla 11. Comunas con Área Típica de Distribución y Zona Climática

Comuna Zona

Climática

Área Típica de

Distribución

Aisén E 6

Algarrobo D 3

Alhué C 3

Alto Biobío C 5

Alto del Carmen A 2

Alto Hospicio A 3

Ancud E 4

Andacollo B 3

Angol C 5

Antofagasta A 2

Antuco C 5

Arauco D 5

Arica A 3

Buin B 2

Bulnes C 5

Cabildo B 3

Cabo de Hornos (ex-Navarino) F 3

Cabrero C 5

Calama A 2

Calbuco D 4

Caldera B 2

Calera C 3

Calera de Tango B 2

Calle Larga B 3

Camarones A 3

Canela C 3

Cañete D 5

Carahue D 5

Cartagena D 3

Casablanca C 3

Castro E 4

Catemu B 3

Cauquenes C 3

Cerrillos B 1

ATS Energía 32

Comuna Zona

Climática

Área Típica de

Distribución

Cerro Navia B 1

Chaitén E 6

Chanco C 3

Chañaral A 2

Chépica C 3

Chiguayante C 2

Chile Chico D 6

Chillán C 2

Chillán Viejo C 2

Chimbarongo C 2

Cholchol D 5

Chonchi E 4

Cisnes E 6

Cobquecura C 3

Cochamó D 4

Cochrane E 6

Codegua B 2

Coelemu C 2

Coihaique D 6

Coihueco C 2

Coinco C 2

Colbún C 5

Colina B 1

Collipulli C 5

Coltauco C 2

Combarbalá A 3

Concepción C 2

Conchalí B 1

Concon D 3

Concón D 3

Constitución C 3

Contulmo D 5

Copiapó A 2

Coquimbo C 3

Coronel C 2

Corral D 4

Cunco D 5

Curacautín C 5

Curacaví C 2

Curaco de Vélez E 4

ATS Energía 33

Comuna Zona

Climática

Área Típica de

Distribución

Curanilahue D 5

Curarrehue C 2

Curepto C 3

Curicó C 2

Dalcahue E 4

Diego de Almagro A 2

Doñihue C 2

El Bosque B 2

El Carmen C 5

El Monte C 2

El Quisco D 3

El Tabo D 3

Empedrado C 3

Ercilla C 5

Estación Central B 1

Florida C 5

Freire D 5

Freirina B 3

Fresia D 4

Frutillar D 4

Futaleufú D 6

Futrono D 4

Galvarino D 5

Gorbea D 5

Graneros C 2

Hijuelas C 3

Hualaihué E 4

Hualañé C 3

Hualpén C 2

Hualqui C 2

Huara A 3

Huasco C 2

Huechuraba B 1

Illapel A 3

Independencia B 1

Iquique A 3

Isla de Maipo B 2

La Cisterna B 1

La Cruz C 3

La Estrella C 3

ATS Energía 34

Comuna Zona

Climática

Área Típica de

Distribución

La Florida B 1

La Granja B 1

La Higuera A 3

La Ligua C 3

La Pintana B 2

La Reina B 1

La Serena B 3

La Unión D 4

Lago Ranco D 4

Lago Verde D 6

Laja C 5

Lampa B 1

Lanco D 4

Las Cabras C 2

Las Condes B 1

Lautaro C 5

Lebu D 5

Licantén C 3

Limache C 3

Linares C 2

Litueche C 3

Llaillay B 3

Llanquihue D 4

Lo Barnechea B 1

Lo Espejo B 1

Lo Prado B 1

Lolol C 3

Loncoche D 4

Longaví C 2

Lonquimay C 5

Los Alamos D 5

Los Andes B 3

Los Ángeles C 2

Los Lagos D 4

Los Muermos D 4

Los Sauces C 5

Los Vilos C 3

Lota C 5

Lumaco D 5

Machalí C 2

ATS Energía 35

Comuna Zona

Climática

Área Típica de

Distribución

Macul B 1

Máfil D 4

Maipu B 1

Maipú B 1

Malloa C 2

Marchihue C 3

María Pinto C 2

Mariquina D 4

Maule C 2

Maullín D 4

Mejillones A 2

Melipeuco C 5

Melipilla C 3

Molina C 2

Monte Patria A 3

Mostazal B 2

Mulchén C 5

Nacimiento C 5

Nancagua C 3

Natales F 3

Navidad C 3

Negrete C 5

Ninhue C 3

Nogales C 3

Nueva Imperial D 5

Ñiquén C 3

Ñuñoa B 1

Olivar C 2

Olmue C 3

Olmué C 3

Osorno D 4

Ovalle B 3

Padre Hurtado B 2

Padre Las Casas D 2

Paiguano A 3

Paillaco D 4

Paine B 2

Palena D 6

Palmilla C 3

Panguipullí D 4

ATS Energía 36

Comuna Zona

Climática

Área Típica de

Distribución

Panquehue B 3

Papudo D 3

Paredones C 3

Parral C 3

Pedro Aguirre Cerda B 1

Pelarco C 2

Pelluhue C 3

Pemuco C 5

Pencahue C 2

Penco C 2

Peñaflor B 2

Peñalolén B 1

Peralillo C 3

Perquenco D 5

Petorca B 3

Peumo C 2

Pica A 3

Pichidegua C 2

Pichilemu C 3

Pinto C 5

Pirque B 2

Pitrufquén D 5

Placilla C 2

Portezuelo C 3

Porvenir E 3

Pozo Almonte A 3

Providencia B 1

Puchuncaví D 3

Pucón C 2

Pudahuel B 1

Puente Alto B 2

Puerto Montt D 4

Puerto Octay D 4

Puerto Varas D 4

Pumanque C 3

Punitagui B 3

Punta Arenas F 3

Puqueldón E 4

Purén D 5

Purranque D 4

ATS Energía 37

Comuna Zona

Climática

Área Típica de

Distribución

Putaendo B 3

Puyehue D 4

Queilén E 4

Quellón E 4

Quemchi E 4

Quilaco C 5

Quilicura B 1

Quilleco C 5

Quillón C 5

Quillota C 3

Quilpué C 3

Quinchao E 4

Quinta de Tilcoco C 2

Quinta Normal B 1

Quintero D 3

Quirihue C 3

Rancagua C 2

Ránquil C 5

Rauco C 2

Recoleta B 1

Renaico D 5

Renca B 1

Rengo C 2

Requínoa C 2

Retiro C 3

Rinconada B 3

Río Bueno D 4

Río Claro C 2

Río Hurtado A 3

Río Ibáñez D 6

Río Negro D 4

Romeral C 2

Saavedra D 5

Sagrada Familia C 2

Salamanca A 3

San Antonio C 3

San Bernardo B 2

San Carlos C 2

San Clemente C 2

San Esteban B 3

ATS Energía 38

Comuna Zona

Climática

Área Típica de

Distribución

San Fabián C 3

San Felipe B 3

San Fernando C 2

San Ignacio C 5

San Javier C 2

San Joaquín B 1

San José de Maipo C 2

San Juan de la Costa D 4

San Miguel B 1

San Nicolás C 2

San Pablo D 4

San Pedro C 3

San Pedro de la Paz C 2

San Rafael C 2

San Ramón B 1

San Rosendo C 5

San Vicente C 2

Santa Juana C 5

Santa Bárbara C 5

Santa Cruz C 3

Santa María B 3

Santiago B 1

Santo Domingo C 3

Sierra Gorda A 2

Talagante B 2

Talca C 2

Talcahuano C 2

Taltal A 2

Temuco D 2

Teno C 2

Teodoro Schmidt D 5

Tierra Amarilla A 2

Tiltil B 1

Tirúa D 5

Tocopilla A 2

Toltén D 5

Tomé C 2

Traiguén D 5

Treguaco C 3

Tucapel C 5

ATS Energía 39

Comuna Zona

Climática

Área Típica de

Distribución

Valdivia D 4

Vallenar A 2

Valparaíso D 3

Vichuquén C 3

Victoria C 5

Vicuña A 3

Vilcún C 5

Villa Alegre C 2

Villa Alemana C 3

Villarrica D 2

Viña del Mar D 3

Vitacura B 1

Yerbas Buenas C 2

Yumbel C 5

Yungay C 5

Zapallar C 3

Fuente: Elaboración propia

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