METODOLOGÍA DE EVALUACIÓN DE IMPACTO DE …dataset.cne.cl/Energia_Abierta/Estudios/Minerg/Nuevos...

Nuevos Indicadores de Calidad de Servicio de la Industria de Distribución Eléctrica Informe Final

EMG Consultores S.A. 0

Estudio “Nuevos Indicadores de

Calidad de Servicio, de la Industria de

Distribución Eléctrica”

INFORME FINAL

PARA: SUBSECRETARÍA DE ENERGÍA

SANTIAGO, 25 DE MARZO DE 2014



ÍNDICE

PRESENTACIÓN ......................................................................................................................... 3

1. ANTECEDENTES GENERALES .......................................................................................... 5

2. ANÁLISIS DE LOS INDICADORES ACTUALES .............................................................. 9

2.1 ANÁLISIS DE LA BASE DE DATOS PARA OBTENER INDICADORES. NIVEL NACIONAL .............. 10

2.1.1 Base de Datos para Indicadores Globales ............................................................................ 10

2.1.2 Base de Datos para Indicadores de Compensación .............................................................. 12

2.1.3 Base de Datos para Indicadores de Facturación ................................................................... 15

2.1.4 Base de Datos para Indicadores de Interrupción .................................................................. 24

2.1.5 Base de Datos para Indicadores de Reclamos ...................................................................... 30

2.2 ANÁLISIS DE LA BASE DE DATOS PARA OBTENER INDICADORES. NIVEL REGIONAL .............. 38

2.3 APLICACIÓN DE CRITERIOS A LOS INDICADORES DE LA BASE DE DATOS ................................ 41

2.4 ANÁLISIS DE ENTREVISTAS .......................................................................................................... 44

2.4.1 Entrevista Presencial ............................................................................................................ 44

2.4.2 Entrevista No Presencial ...................................................................................................... 46

2.5 ANÁLISIS DE LOS FOCUS GROUPS ................................................................................................. 48

2.6 ANÁLISIS DE LA EXPERIENCIA INTERNACIONAL ........................................................................ 52

2.6.1 Australia ............................................................................................................................... 57

2.6.2 España .................................................................................................................................. 59

2.6.3 Estados Unidos – California ................................................................................................ 63

2.6.4 Reino Unido ......................................................................................................................... 65

2.7 EVALUACIÓN DE LOS ACTUALES INDICADORES DE LA SEC ...................................................... 69

2.7.1 Conclusiones de Orden General ........................................................................................... 69

2.7.2 Conclusiones de Orden Específico ....................................................................................... 72

3. PROPUESTA DE NUEVOS INDICADORES..................................................................... 75

3.1 INDICADORES DE DIMENSIONAMIENTO....................................................................................... 77

3.2 INDICADORES DE FACTURACIÓN ................................................................................................. 78

3.3 INDICADORES DE COMPENSACIÓN .............................................................................................. 80

3.4 INDICADORES DE RECLAMO ......................................................................................................... 81

3.5 INDICADORES DE INTERRUPCIÓN ................................................................................................ 82



4. PLAN DE IMPLEMENTACIÓN .......................................................................................... 84

5. PLAN COMUNICACIONAL ................................................................................................ 87

REFERENCIAS .......................................................................................................................... 89

ANEXO 1: INDICADORES ACTUALES ............................................................................... 92

ANEXO 2: PAUTA ENTREVISTA A ACTORES RELEVANTES ..................................... 94

ANEXO 3: PAUTA ENTREVISTA A EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN .......................... 95

ANEXO 4: TRANSCRIPCIÓN ENTREVISTAS ACTORES RELEVANTES ................... 96

ANEXO 5: TRANSCRIPCIÓN ENTREVISTAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN ..... 104

ANEXO 6: TRANSCRIPCIÓN GRUPOS DE FOCO .......................................................... 128

ANEXO 7: PLAN DE IMPLEMENTACIÓN ....................................................................... 135

ANEXO 8: MÉTODO VISUAL ............................................................................................... 138



PRESENTACIÓN

El presente documento corresponde al Informe Final del estudio ―Nuevos Indicadores de

Calidad de Servicio de la Industria de Distribución Eléctrica”, encargado por la Subsecretaría

de Energía, a EMG Consultores.

El objetivo general del estudio consiste en: ―Revisar, y en su caso, proponer mejoras al actual

set de indicadores de control de la calidad del servicio de la industria de distribución

eléctrica, con el objeto que estos reflejen de mejor manera el desempeño de las empresas

concesionarias de distribución de energía eléctrica hacia sus usuarios‖, para lo cual se

definen los siguientes objetivos específicos:

1) Realizar un diagnóstico del actual set de indicadores de control de calidad de servicio

de la industria de distribución eléctrica, en cuanto a su adecuación como herramienta

de monitoreo del servicio que reciben los usuarios.

2) Realizar propuestas de nuevo set de indicadores, recogiendo las conclusiones y

sugerencias provenientes del diagnóstico del actual set, en base al objetivo específico

(el nuevo set puede incluir indicadores del set actual).

3) Realizar un plan de implementación del nuevo set de indicadores.

El desarrollo de esta investigación se ciñó estrictamente a las especificaciones de los términos

de referencia. Para ese efecto, se emprendieron las diversas actividades metodológicas

comprometidas en la Propuesta Técnica, a saber: i) trabajo de gabinete (inspección de

información secundaria, la cual se consigna en el ítem Referencias); ii) desarrollo de 16

entrevistas, (6 presenciales y 10 no presenciales), a actores relevantes ligados a diversos

ámbitos de interés del mercado eléctrico, y a empresas distribuidoras, respectivamente; iii)

análisis de los indicadores provistos por la base de datos del sistema STAR de la

Superintendencia de Electricidad y Combustibles, SEC, que contiene la información sobre los

indicadores a través de los cuales la SEC monitorea a la industria; iv) desarrollo de dos focus

groups, en la Región Metropolitana, con usuarios de empresas de distribución eléctrica; y, v)

análisis en materia de indicadores de calidad, de la experiencia de Estados Unidos

(California), Inglaterra, Australia y España.

El conjunto de actividades desplegadas permitió acopiar insumos relevantes a la hora de

analizar el conjunto de indicadores que la SEC administra.

Además de esta Presentación, el documento posee cinco capítulos.

En el primero de ellos se presenta un conjunto de Antecedentes Generales del mercado

eléctrico, relativos a su dimensión, la definición de calidad de servicio y la normativa que la

regula.

En el segundo capítulo se analiza el conjunto de los indicadores actualmente administrados

por la SEC. Para ese efecto, el capítulo se ha desagregado en siete puntos. En el primero se

analiza la base de datos de la SEC, a nivel nacional, agregando todas las regiones y todas las

compañías, en el segundo punto se desarrolla un análisis de los indicadores a nivel regional,



tomando como caso ilustrativos los indicadores de interrupción y de reclamos, por ser,

probablemente, los más directamente ligados a la calidad de servicio percibida por la

comunidad, en el tercer punto se analizan los indicadores a partir de un conjunto de criterios

relevantes para la definición de los mismos, el cuarto punto contiene un resumen de las

entrevistas desarrolladas a actores relevantes y a profesionales de las empresas de distribución,

el punto cinco presenta las conclusiones de los dos focus groups desarrollados en la Región

Metropolitana con usuarios de empresas distribuidoras, en un sexto punto se analiza la

experiencia internacional de países que podrían aportar en el levantamiento de nuevos

indicadores para Chile, y, finalmente, se concluye sobre los actuales indicadores de la SEC.

En el tercer capítulo, se presenta y desarrolla un conjunto de nuevos indicadores que podrían

ser levantados por la SEC a objeto de disponer de mayores antecedentes, en su rol regulador,

que permitan mejorar los niveles de calidad del servicio de distribución eléctrica.

A partir de los nuevos indicadores, se presenta, en el cuarto capítulo, un Plan de

Implementación, a objeto que, en el caso de ser considerado por la SEC, se establezca un

derrotero a partir del cual generar y presentar los nuevos indicadores.

El quinto capítulo, hace referencia a un Plan Comunicacional, con el propósito de informar a

las compañías y a los usuarios, la performance de las empresas de distribución de energía

eléctrica.

Finalmente, el Informe contiene ocho Anexos, que complementan la información consignada

en el documento.



1. ANTECEDENTES GENERALES

El mercado eléctrico en Chile puede ser descrito, al menos desde el lado de la oferta, por el

conjunto de actividades que guardan relación con la generación, transmisión y distribución de

suministro eléctrico1. Dado el marco en el cual se desarrollan las actividades económicas en

Chile, estos procesos son desplegados por empresas controladas en su totalidad por capitales

privados (salvo una empresa de propiedad municipal), mientras que al Estado le corresponde

ejercer funciones de regulación, fiscalización y de planificación indicativa de inversiones en

generación y transmisión, aunque esta última función es sólo una recomendación no forzosa

para las empresas (CNE 2014a).

En la actualidad participan de la industria eléctrica nacional un total aproximado de 40

empresas generadoras, 10 empresas transmisoras y 33 empresas distribuidoras, que en

conjunto suministran la demanda agregada nacional, la que en el 2007 alcanzó los 52.961,8

gigawatts-hora (GWh) (CNE 2014b).

Cabe señalar que en el contexto de un sistema eléctrico2, el sistema de distribución tiene

capital importancia, tanto por su responsabilidad con la seguridad y calidad del servicio

eléctrico entregado a los consumidores, como por el nivel de inversiones requerido para ello3.

Al respecto, se estima que entre un 30% y 40% de las inversiones del sector eléctrico está

orientado a los sistemas de distribución (Orellana 2010).

En Chile operan cuatro sistemas de distribución: el Sistema Interconectado del Norte Grande

(SING), que abastece la Primera y Segunda Regiones administrativas; el Sistema

Interconectado Central (SIC), que abastece desde la Tercera a la Décima Región; el Sistema

de Aysén en la Décimo Primera Región y el Sistema de Magallanes en la Décimo Segunda

Región.

Como se manifestara precedentemente, un aspecto de particular interés en el proceso de

provisión del servicio a través de la distribución eléctrica, guarda relación con la calidad con la

cual se aporta dicho servicio. En el caso chileno, para su cautela, la Ley General de Servicios

Eléctricos la incorpora como una dimensión específica, llegando a definirse los siguientes

conceptos en este ámbito:

1 De acuerdo a la legislación vigente, la producción, transporte, y distribución de la energía eléctrica se rigen por

la Ley General de Servicios Eléctricos, por su Reglamento y una serie de textos legales, reglamentarios y/o

normativos, que son complementarios. La aplicación de la legislación le corresponde a la Superintendencia de

Electricidad y Combustibles (sin perjuicio de las atribuciones de la Comisión Nacional de Energía, de las

Municipalidades, del Ministerio de Energía y otras autoridades competentes). 2 Esto es, el conjunto de instalaciones de centrales eléctricas generadoras, líneas de transporte, subestaciones

eléctricas y líneas de distribución, interconectadas entre sí, que permite generar, transportar y distribuir energía

eléctrica. 3 La calidad de servicio y las inversiones en el sistema eléctrico, no son variables autónomas, estás se

correlacionan y existe literatura al respecto (OSINERG 2004).



atributo de un sistema eléctrico determinado conjuntamente por la calidad Calidad de servicio:

del producto, la calidad de suministro y la calidad de servicio comercial, entregado a sus

distintos usuarios y clientes.

componente de la calidad de servicio que permite calificar el producto Calidad del producto:

entregado por los distintos agentes del sistema eléctrico y que se caracteriza, entre otros, por la

magnitud, la frecuencia y la contaminación de la tensión instantánea de suministro.

componente de la calidad de servicio que permite calificar el Calidad del suministro:

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.

Componente de la calidad de servicio que permite calificar la Calidad de servicio comercial:

atención comercial prestada por los distintos agentes del sistema eléctrico y que se caracteriza,

entre otros, por el plazo de restablecimiento de servicio, la información proporcionada al

cliente, la puntualidad en el envío de boletas o facturas y la atención de nuevos suministros.

Por su parte, el D.S. Nº 327/97, Reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos,

especifica la calidad de servicio como el ―… conjunto de propiedades y estándares normales

que, conforme a la ley y el reglamento, son inherentes a la actividad de distribución de

electricidad concesionada, y constituyen las condiciones bajo las cuales dicha actividad debe

desarrollarse‖. De esta forma, la calidad de servicio incluye, entre otros, los siguientes

parámetros:

a. Las normas y condiciones que establezcan los decretos de concesión

b. La seguridad de las instalaciones y de su operación, y el mantenimiento de las mismas

c. La satisfacción oportuna de las solicitudes de servicio, en los términos y condiciones

establecidos en este reglamento

d. La correcta medición y facturación de los servicios prestados, y el oportuno envío a los

usuarios y clientes

e. El cumplimiento de los plazos de reposición de suministro

f. La oportuna atención y corrección de situaciones de emergencia, interrupciones de

suministro, accidentes y otros imprevistos

g. La utilización de adecuados sistemas de atención e información a los usuarios y clientes;

h. La continuidad del servicio

i. Los estándares de calidad del suministro.

El proceso de mejorar la calidad del servicio eléctrico ha llevado a la dictación de diversas

regulaciones, entre ellas, la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (2006), y los

Parámetros de Calidad de Suministro (Frecuencia, Tensión, Interrupciones, Armónicos y

Flicker, Factor de Potencia).



De manera esquemática, en la siguiente Figura, se muestra los factores que inciden en la

calidad de servicio que se entrega a los consumidores.

El marco regulatorio definido por los organismos estatales determina las normativas vigentes y

los límites mínimos de calidad que deben ser cumplidos por las empresas distribuidoras. Estas

empresas, por su parte, ofrecen el servicio de acuerdo a los requerimientos y el tipo de

mercado en el cual se encuentren. Para ello, deben realizar inversiones y maximizar sus

beneficios considerando los costos de operación y mantención de sus redes. Utilizando la

información disponible, el cliente toma la decisión sobre la calidad de servicio que satisface

sus requerimientos, considerando además el trade-off entre precio y calidad presente en el

servicio de distribución.

Figura Nº 1: Diagrama de calidad de Servicio

Fuente: Tomado de Orellana (2010).

En el mercado eléctrico este tema se ha discutido y analizado, especialmente, considerando las

condiciones de monopolio regulado en el que operan las distribuidoras4.

En mercados competitivos, las empresas que hacen esfuerzos por diferenciar sus productos -ya

sea incorporando adelantos tecnológicos, mejorando la calidad de los insumos, u optimizando

la atención a los clientes-, son premiadas por los consumidores, lo que en la mayoría de los

casos, se traduce en aumentos en los precios sin que mermen las cantidades transadas. Por el

contrario si en estos mercados una empresa decide aumentar unilateralmente la relación

precio-calidad que ofrece a los consumidores, el resultado sería una disminución en su nivel

4 Son estas condiciones por lo que los precios para usuarios finales, cuya potencia conectada es inferior o igual a

2.000 kW, están regulados por ley. Sólo para usuarios finales cuya potencia conectada sea superior a 2.000

kW, que supone mayor capacidad negociadora y/o la posibilidad de proveerse de electricidad de otras formas,

tales como la autogeneración o el suministro directo desde empresas generadores, la ley dispone libertad de

precios.

CALIDAD DE SERVICIO

Distribuidoras:-Inversiones-Operación

-Mantención

Competencia:-Condiciones

precio/calidad-confiabilidad

Regulador:-Reglas-Límites

Clientes:-Sensibilidad-Información

Fabricantes:-Inmunidad

-Compatibilidad

Calidad de

Servicio



de ventas con la consiguiente reducción o pérdida de su participación en el mercado. Es por

ello que en este tipo de mercados no se justifica la imposición de un estándar de calidad por

parte de un ente regulador5.

Sin embargo, en los mercados en los cuales el consumidor no puede elegir libremente el

proveedor, y la sustitución del bien o servicio es bastante limitada, existen argumentos para la

regulación de la industria, especialmente porque la provisión de calidad por parte de un

monopolista no regulado determina un nivel de calidad distinto del socialmente óptimo

(Spence 1975).

Independiente de la estructura del mercado en el cual el bien o servicio es ofertado6, el

servicio de distribución eléctrica, constituye un caso especial en el cual la regulación de la

calidad es requerida, en atención a las asimetrías de información entre usuarios y empresas

proveedoras del servicio, especialmente, por ser el servicio de distribución eléctrica un tipo de

bien reconocido en la literatura económica como de ―confianza‖, en contraposición a los

―bienes de uso‖ y ―bienes de inspección‖ (Engel 1999).

Han sido estos considerando los que han motivado a la autoridad competente a establecer un

conjunto de indicadores tendientes a monitorear la performance de la industria, a través de una

fiscalización permanente de dichos indicadores, relativos a los procesos de facturación,

compensaciones, reclamos e interrupciones, (además de los globales), como se verá a

continuación.

5 Lo cual no obsta para que la autoridad competente determine otras regulaciones, por ejemplo, de tipo ambiental,

o laboral. 6 Es decir, sea que se trate de competencia perfecta, monopolio, oligopolio o competencia monopólica.



2. ANÁLISIS DE LOS INDICADORES ACTUALES

En el contexto previamente descrito, y considerando la estrategia de modernización del

Estado, la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, SEC, está administrando un

proceso de información denominado ―Indicadores de Control – Industria Eléctrica‖, a objeto

―… de dar cuenta sobre el comportamiento de la industria eléctrica, principalmente sobre

aquellos puntos críticos en los procesos principales de las empresas‖ (Res. Ex. Nº 3378).

La SEC mantiene en su base de datos, un conjunto de información referida a diversos aspectos

del servicio de distribución eléctrica, tanto técnicos como comerciales7. La información se ha

organizado de manera de proveer con antecedentes bastante actualizados (sólo un mes de

desfase).

Esta acumulación progresiva de grandes masas de datos provenientes de las empresas de

distribución permite desarrollar un proceso conocido como ―minería de datos‖, entendido

como el conjunto de metodologías estadísticas y computacionales que, junto a un enfoque

desde las ciencias de la conducta, permite el análisis de datos y la elaboración de modelos

matemáticos descriptivos y predictivos de la conducta del consumidor8 (Palma 2009).

A partir de este conjunto de datos es factible generar nueva información condensada en

indicadores, que es, precisamente, uno de los propósitos de la acumulación de gran cantidad

de registros.

Para efectos de la consultoría, se utilizará como definición de un indicador, una expresión que

establece una relación entre dos o más variables, la que comparada con períodos anteriores,

productos similares o una meta o compromiso, permite evaluar desempeño (DIPRES 2014).

De esta forma, mediante el análisis de los actuales indicadores, existentes en un número de

279, la SEC busca monitorear el estado de los procesos con el objetivo de

10:

Medir/Evaluar

Determinar fallas

Mitigar el impacto a los consumidores

Dar señales al usuario y mercado

7 La información puede desagregarse por empresa y comuna.

8 En este caso, en vez de consumidor, se debiera considerar la empresa de distribución.

9 En Anexo 1 se presenta el conjunto de indicadores actualmente en uso.

10 Presentación de la SEC del proyecto Fiscalización Indirecta ―Indicadores de Control- Industria Eléctrica‖.



EMG ha accedido a la información de los datos disponibles a través del link de la SEC

http://die.sec.cl/Panel_Indicadores/Informacion_Regional/Regiones.aspx

No obstante, dado que la información proporcionada por dicho Panel de Indicadores

presentaba ciertas diferencias con la correspondiente del sistema Cognos, se utilizó los

antecedentes de este último sistema11

, en aquellos casos que hubiera información disímil.

En efecto, los registros del sistema Cognos que administra la SEC, no siempre coinciden con

los reportados por el Panel de Indicadores, existiendo dos tipos de problemas, el primero,

relativo a que, al menos los registros de una empresa (ENELSA), no figuran al ingresar al

mencionado Panel, el segundo, es que en diversos indicadores los registros cuantitativos

difieren al ser consulados por uno u otro sistema.

El análisis se desarrolla para el conjunto de los registros compilados (tanto desde el Panel de

Indicadores, como del Sistema Cognos), para el período comprendido entre los meses de enero

de 2012 y Noviembre de 2013, como también, para el total de las compañías de distribución

eléctrica (33).

A continuación, se analiza los indicadores Globales, de Compensación, de Facturación, de

Interrupciones y de Reclamos.

2.1 ANÁLISIS DE LA BASE DE DATOS PARA OBTENER INDICADORES. NIVEL NACIONAL

2.1.1 Base de Datos para Indicadores Globales

Estos indicadores están orientados a caracterizar y dimensionar el mercado de la distribución

eléctrica, para lo cual refieren tanto a la cantidad de clientes (proxy, puntos de suministro),

como a los valores crematísticos facturados.

Cabe señalar que en el mercado de distribución eléctrica operan 33 empresas, que en conjunto

sirven a un total de 5.849.068 de clientes, a nivel nacional, con un nivel de ventas de

$33.065.854.978 miles de pesos12

, y MWh 74.200.240 facturados, en todo el período

considerado.

Las compañías presentan una gran dispersión en cuanto al número de usuarios a los que

prestan servicio, entre 2.022 (Luz Andes) y 1.665.892 (CHILECTRA), aspecto que se replica

tanto en relación a las ventas monetarias, 34.755 miles de pesos (Luz Andes) y 1.665.892

miles de pesos (CHILECTRA), como en relación a los MWH facturados, 13.925 (EMELCA)

y 36.475.368 (CHILECTRA).

11

Provisto por la SEC. 12

Esto, aproximadamente, equivale a una venta mensual de US$2,8 miles de millones.




En términos de clientes atendidos, a Noviembre de 2013, las cinco mayores compañías

concentran el 75% del mercado de distribución13

, las otras 28 absorben el 25% restante, como

se observa en el siguiente Gráfico:

Gráfico 1: Distribución mercado eléctrico (clientes a Noviembre 2013)

Fuente: Elaboración propia sobre base de información SEC.

En términos de MWH facturados, en el mes de Noviembre de 2013, las cinco mayores

compañías (que son las mismas respecto a los clientes) concentran el 81% del mercado de

distribución14

, las otras 28, en tanto, absorben el 19% restante, como se muestra en el Gráfico

siguiente:

Gráfico 2: Distribución mercado eléctrico (MWh facturados a Noviembre 2013)

13

Las dos empresas de mayor tamaño, en cuanto al número de clientes, CHILECTRA y CGED, concentran, en

conjunto, el 53% del mercado de distribución de energía. 14

Las dos empresas de mayor tamaño, en cuanto al número de clientes, CHILECTRA y CGED, concentran, en

conjunto, el 67,5% del mercado de distribución de energía.

CHILECTRA;

1.665.892 ; 29%

CGED;

1.430.231 ; 25% CHILQUINTA;

534.748 ; 9%

SAESA; 374.896

; 6%

CONAFE;

368.011 ; 6%

Otras; 1.475.290

; 25%

CGED; 606.216

; 22%

CHILECTRA;

1.069.652 ; 40%

CHILQUINTA

205.430

8%

CONAFE;

138.908 ; 5%

SAESA; 166.043

; 6%

Otras; 508.177 ;

19%




Respecto de la propiedad de las empresas de distribución, la mayoría está en manos de

capitales privados, salvo una que es municipal. Respecto de la figura jurídica que las ampara,

además de la empresa de gestión municipal, siete corresponden a Cooperativas, tres son

sociedades anónimas o de responsabilidad Ltda., y 22 pertenecen a alguno de los cinco grupos

existentes en el mercado.

2.1.2 Base de Datos para Indicadores de Compensación

Los indicadores de compensación informan sobre dos aspectos de las empresas de

distribución, a saber: Puntos de Suministro con Compensaciones Facturadas; y el Monto en

Compensaciones Facturadas.

Acorde las estadísticas de todo el período, y considerando a todas las empresas, se compensó

un total de 21.586.200 puntos de suministro, con un promedio mensual de la industria de

696.32915

puntos de suministro.

Las empresas distribuidoras que en términos absolutos presentan la mayor cantidad de puntos

de suministro con compensaciones facturadas, son: CHILECTRA, FRONTEL, SAESA,

CGED, y CHILQUINTA, sin embargo, estas son empresas con una gran cantidad de clientes,

por lo que al establecer las compensaciones en relación al número de usuarios, se constata que

las empresas con la mayor tasa mensual de puntos de suministro con compensaciones

facturadas, son: TIL-TIL, CHILECTRA, SOCOEPA, Luz Osorno y FRONTEL.

El siguiente Cuadro, muestra la información relevante, ordenada de menor a mayor tasa

mensual de Puntos de Suministro con Compensaciones Facturadas, por cliente:

15

Promedio influido por los valores de CHILECTRA. Sin esta compañía, el promedio es de 88.758.



Cuadro 1: Puntos de suministros con compensaciones facturadas

Compañía

Puntos de

Suministro con

Compensaciones

Facturadas (1 )

Promedio Mensual

Puntos Suministro

con Compensaciones

Facturadas (2)

Nº Clientes

(3)

Tasa Mensual de Puntos

de Suministro con

Compensaciones

Facturadas, por cliente

% (2) / (3)

EDECSA 443 19 4.848 0,40

EDELMAG 11.855 539 55.609 0,97

CONAFE 98.198 4.270 368.011 1,16

COOPELAN 4.416 201 17.121 1,17

CEC 2.630 114 9.264 1,24

CODINER 3.544 161 11.810 1,36

EMELAT 28.280 1.229 93.233 1,32

CGED 450.347 20.491 1.430.231 1,43

LUZLINARES 9.001 390 27.250 1,43

COOPREL 2.036 89 5.934 1,49

COELCHA 5.317 266 11.531 2,31

EMELARI 34.456 1.474 67.694 2,18

CHILQUINTA 274.609 11.939 534.748 2,23

LITORAL 26.857 1.168 52.206 2,24

ENELSA 5.744 261 11.851 2,20

LUZPARRAL 10.759 468 19.334 2,42

EMELECTRIC 158.602 6.896 256.804 2,69

ELECDA 108.384 4.712 164.949 2,86

EDELAYSEN 27.874 1.212 41.146 2,95

EMELCA 4.934 290 8.900 3,26

EMETAL 22.620 983 27.200 3,62

ELIQSA 86.736 3.773 91.161 4,14

SAESA 407.136 20.414 374.896 5,45

COPELEC 54.405 2.365 44.431 5,32

EEPA 77.181 3.507 54.550 6,43

CRELL 31.134 1.353 23.416 5,78

FRONTEL 585.519 25.462 321.641 7,92

LUZOSORNO 45.381 2.065 19.590 10,54

SOCOEPA 15.627 679 6.102 11,13

CHILECTRA 18.923.454 901.061 1.665.892 54,09

TILTIL 68.721 3.272 3.760 87,03




En relación a monto en compensaciones facturadas, de acuerdo a los registros, en la industria

se facturó $2.178.934.717, en todo el período considerado, con una facturación media mensual

de la industria de $3.182.446.

Las compañías con mayores montos de facturación, en términos absolutos, fueron: SAESA,

CGED; FRONTEL, CHILQUINTA y EMELECTRIC. Para estimar una compensación

promedio por cliente, se ha considerado el número total de clientes, con lo cual se constata que

el mayor promedio en compensaciones facturadas corresponde a la empresa CEC.

En el siguiente Cuadro, se presenta la información, presentada de menor a mayor facturación:

Cuadro 2: Monto de compensaciones facturadas

Compañía

Monto en

Compensaciones

Facturadas (1)

Monto Promedio

Mensual en

Compensaciones

Facturadas (2)

Nº Clientes (3)

Monto Promedio,

cliente,

Compensaciones

Facturadas $ (2) / (3)

EMELCA -1.321.731 -77.749 8.900 -9

CHILECTRA 41.164.127 1.789.789 1.665.892 1

EDELMAG 5.039.691 219.117 55.609 4

COOPELAN 1.572.963 68.390 17.121 4

EDECSA 443.293 19.274 4.848 4

TILTIL 461.795 20.078 3.760 5

LITORAL 5.860.681 254.812 52.206 5

LUZLINARES 5.231.659 227.463 27.250 8

CGED 369.669.251 16.803.052 1.430.231 12

CODINER 3.147.238 136.836 11.810 12

CONAFE 101.281.041 4.822.980 368.011 13

EDELAYSEN 12.769.915 555.214 41.146 13

EMELARI 21.147.554 919.459 67.694 14

COELCHA 4.520.068 205.458 11.531 18

EEPA 22.787.230 990.749 54.550 18

LUZPARRAL 7.887.482 342.934 19.334 18

ELECDA 79.573.794 3.616.985 164.949 22

CHILQUINTA 280.620.809 12.200.898 534.748 23

ELIQSA 55.186.305 2.508.470 91.161 28

COPELEC 28.563.959 1.241.911 44.431 28

EMELAT 63.541.038 2.762.657 93.233 30

EMELECTRIC 184.049.859 8.002.166 256.804 31

CRELL 21.759.066 1.036.146 23.416 44

ENELSA 11.999.275 521.708 11.851 44

EMETAL 27.526.963 1.251.225 27.200 46

FRONTEL 342.040.748 14.871.341 321.641 46

SAESA 354.959.873 17.747.989 374.896 47

COOPREL 7.390.253 335.921 5.934 57

CEC 23.558.294 1.024.274 9.264 111

SOCOEPA 20.507.784 932.172 6.102 153

LUZOSORNO 75.994.440 3.304.106 19.590 169




En relación a la información precedente, cabe preguntarse si estas compensaciones

devuelven a al usuario su bienestar perdido, a raíz del problema que experimentó y por el

cual debió ser compensado.

2.1.3 Base de Datos para Indicadores de Facturación

Los indicadores de facturación aportan información relativa a las condiciones en las que se

desarrolla dicho proceso (por ejemplo, Empalmes en que se ha detectado Intervención de

Terceros, Equipos de Medidas Cambiados, Puntos de Suministro No Facturados, entre otros).

Para algunos de estos indicadores, existe la opción de desagregar por tipo de propiedad, tipo

de tarifa y tipo de medidor (a su vez, para estas últimas variables existe un opción de

desagregación ulterior).

Cabe consignar que la literatura ha compilado un conjunto de definiciones respecto del

proceso de facturación. Así por ejemplo, la SUBTEL lo define como: ―La etapa en la que se

realiza el conjunto de actividades mediante la cual se generan las facturas correspondientes a

los consumos de los usuarios o suscriptores de los servicios públicos de

telecomunicaciones…‖ (Subtel 2014), es decir, los algoritmos que ejecuta la empresa a objeto

de presentar al consumidor el cargo por el consumo del servicio, eléctrico en este caso, a

objeto que los cobros realizados sean claros, oportunos y fidedignos, aspectos que deben

preocupar tanto a las empresas como a la SEC16

.

En ese contexto, en estricto rigor, los indicadores que ha levantado la SEC en este ámbito, no

corresponden exactamente a indicadores de facturación, sino, más bien, de validación de los

procesos a partir de los cuales las empresas consignan el uso de los servicios, a través de la

facturación.

En relación a la información de la base de datos de la SEC, es posible advertir los aspectos que

se presentan en los siguientes Cuadros, siguiendo el ordenamiento de las variables en la base

de datos de la SEC:

En ese sentido, la primera dimensión de los indicadores de facturación alude a los empalmes

en que se ha detectado intervención.

Al respecto, cabe señalar que del total de 5.693.572 de empalmes registrados a Noviembre de

2013, se detectó, en dicho mes, intervención de terceros, en 1.593 empalmes, es decir en un

0,027% del total de empalmes.

En el siguiente Cuadro, se presenta la información relevante. Se constata que la empresa Luz

Osorno es la que posee el mayor porcentaje de empalmes intervenidos, seguido de SAESA y

FRONTEL.

Un conjunto importante de empresas (13) exhiben cero empalmes intervenidos:

16

Revisados los decretos tarifarios de la SEC, se constata que estos no definen el concepto de facturación.



Cuadro 3: Total empalmes y empalmes intervenidos (Noviembre 2013) Empresa Total

Empalmes (1)

Empalmes

Intervenidos (2)

Empalmes Intervenidos %

(2) / (1)

EMELARI 56.301 4 0,007105

ELIQSA 63.991 3 0,004688

ELECDA 133.913 14 0,010455

EMELAT 85.462 18 0,021062

EMELECTRIC 211.333 4 0,001893

EMETAL 21.088 0 0,0

CHILQUINTA 535.554 16 0,002988

LITORAL 52.202 0 0,0

EDECSA 4.853 0 0,0

LUZLINARES 27.316 0 0,0

LUZPARRAL 19.378 0 0,0

CONAFE 360.718 104 0,028831

CGED 1.408.830 132 0,009369

EDELMAG 55.609 5 0,008991

ENELSA 11.851 0 0,0

EMELCA 8.900 2 0,022472

EEPA 54.550 7 0,012832

CODINER 11.810 7 0,059272

CHILECTRA 1.665.892 539 0,032355

EEC 21.933 0 0,0

LUZANDES 2.022 0 0,0

TILTIL 3.760 0 0,0

COOPELAN 17.121 1 0,005841

CEC 9.264 2 0,021589

COPELEC 44.431 0 0,0

FRONTEL 321.850 288 0,089483

SAESA 375.866 392 0,104292

EDELAYSEN 41.255 16 0,038783

LUZOSORNO 19.533 36 0,184303

COELCHA 11.531 3 0,026017

SOCOEPA 6.102 0 0,0

COOPREL 5.934 0 0,0

CRELL 23.419 0 0,0




En relación a los equipos de medida en que se ha detectado intervención en su registro o block

de conexiones, la información se presenta en el siguiente Cuadro, donde se constata que 853

equipos de medida, en el mes de Noviembre de 2013, fueron intervenidos, de un total de

5.905.538 equipos de medida registrados en igual fecha, es decir un 0,014%.

Se constata que la empresa CODINER es la que posee el mayor porcentaje de equipos

intervenidos, seguido de CHILECTRA y EMELCA.

Un conjunto importante de empresas (15) exhiben cero Equipos de Medida intervenidos:

Cuadro 4: Total equipos de medida y equipos intervenidos (Noviembre 2013)

Empresa Total Equipos de

Medida (1)

Equipos de Medida

Intervenidos (2)

Equipos de Medida

Intervenidos % (2) / (1)

EMELARI 68.874 1 0,00145193

ELIQSA 92.370 13 0,01407383

ELECDA 166.302 7 0,00420921

EMELAT 94.613 0 0,0

EMELECTRIC 259.074 1 0,00038599

EMETAL 27.261 0 0,0

CHILQUINTA 535.048 47 0,00878426

LITORAL 52.256 2 0,00382731

EDECSA 4.850 0 0,0

LUZLINARES 27.202 0 0,0

LUZPARRAL 19.308 1 0,0051792

CONAFE 368.993 6 0,00162605

CGED 1.433.761 148 0,0103225

EDELMAG 75.119 6 0,00798733

ENELSA 11.851 1 0,00843811

EMELCA 8.900 2 0,02247191

EEPA 56.735 8 0,01410064

CODINER 11.810 6 0,0508044

CHILECTRA 1.676.591 600 0,0357869

EEC 21.909 0 0,0

LUZANDES 0 0 0,0

TILTIL 3.871 0 0,0

COOPELAN 17.121 2 0,01168156

CEC 9.264 1 0,01079447

COPELEC 44.431 0 0,0

FRONTEL 326.031 0 0,0

SAESA 383.183 0 0,0

EDELAYSEN 41.467 0 0,0

LUZOSORNO 20.360 0 0,0

COELCHA 11.531 1 0,00867227

SOCOEPA 6.102 0 0,0

COOPREL 5.934 0 0,0

CRELL 23.416 0 0,0




En el siguiente Cuadro, se presenta la información referida a los puntos de suministros no

facturados:

Cuadro 5: Puntos de suministros no facturados17

Compañía Puntos de Suministro

No Facturados (1)

Promedio Mensual Puntos

no Facturados (2)

Nº Clientes

(3)

Tasa Mensual de

Puntos no Facturados

% (2) / (3)

EDELMAG 802 35 55.609 0,1

EEPA 1.374 63 54.550 0,1

LITORAL 2.220 100 52.206 0,2

EDECSA 377 16 4.848 0,3

CHILQUINTA 47.710 2.168 534.748 0,4

LUZLINARES 2.417 105 27.250 0,4

CGED 182.624 8.301 1.430.231 0,6

LUZPARRAL 3.367 153 19.334 0,8

CONAFE 73.319 3.188 368.011 0,9

EMELAT 20.824 905 93.233 1,0

EMETAL 6.195 269 27.200 1,0

ELIQSA 22.920 997 91.161 1,1

ENELSA 2.437 135 11.851 1,1

ELECDA 65.413 2.844 164.949 1,7

EMELECTRIC 106.702 4.639 256.804 1,8

TILTIL 1.524 72 3.760 1,9

EMELARI 35.258 1.533 67.694 2,3

CRELL 13.301 665 23.416 2,8

COELCHA 15.320 666 11.531 5,8

CODINER 23.462 1.020 11.810 8,6

SAESA 782.120 34.005 374.896 9,1

FRONTEL 676.917 29.431 321.641 9,2

EDELAYSEN 94.454 4.107 41.146 10

COPELEC 103.690 4.508 44.431 10,1

LUZOSORNO 102.791 4.469 19.590 22,8


Se constata en el Cuadro precedente, que a nivel de la industria, un total de 2.387.538 de

puntos de suministro no fueron facturados, en el período enero 2012 a Noviembre 2013.

Considerando que el punto de suministro equivale a un cliente, esta cifra corresponde a un

40% de usuarios, en dicho período, que no recibió el cobro adecuado a su consumo (en

promedio, mensualmente más de 100 mil clientes se han visto afectados por esta situación).

17

Las empresas EMELCA, CHILECTRA, EEC, LUZANDES, COOPELAN, CEC, SOCOEPA y COOPREL,

figuran con cero Puntos de Suministro No Facturados.



No obstante lo anterior, es necesario relevar que desde una perspectiva mensual, se observa

una tendencia decreciente en relación al número de Puntos de Suministro No Facturados, tal

como se aprecia en el siguiente Cuadro y Gráfico:



Cuadro 6: Puntos de suministros no facturados (mensual)


Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Sept. Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Sept. Octubre Noviembre

CGED 11.277 12.641 9.751 8.772 7.082 7.221 6.094 8.080 8.599 10.634 10.527 9.448 4.729 4.877 4.648 5.802 5.468 6.482 5.052 13.466 5.986 9.237 -

CHILQUINTA 6.685 5.717 4.552 3.135 2.290 1.227 1.840 1.887 1.483 724 1.212 1.068 1.050 1.683 1.781 1.308 971 1.218 1.056 2.407 1.220 1.601

CODINER 182 180 187 218 - 11.323 11.372 - - - - - - - - - - - - - - - -

COELCHA 740 740 740 740 740 740 740 740 740 725 738 729 712 705 - 3 681 708 720 735 734 728 742

CONAFE 4.713 5.164 4.492 1.385 380 1.981 3.474 1.459 2.951 840 1.772 4.757 652 1.720 1.752 1.070 5.996 7.939 737 2.336 13.733 1.998 2.018

COPELEC 4.405 4.367 4.371 4.389 4.407 4.435 4.478 4.481 4.472 4.502 4.508 4.501 4.479 4.485 4.513 4.532 4.570 4.600 4.603 4.620 4.646 4.654 4.672

CRELL 540 442 467 514 444 425 551 557 546 634 683 641 526 590 654 673 633 666 605 582

EDECSA 12 - 15 15 15 6 14 15 8 10 17 24 24 2 16 16 15 19 9 17 18 12 78

EDELAYSEN 5.735 5.352 5.941 5.392 5.890 5.407 5.917 5.416 5.820 5.028 5.941 5.030 6.016 4.996 5.904 5.088 732 726 819 828 803 853 820

EDELMAG 47 123 33 27 46 39 57 34 33 3 18 13 23 57 8 13 144 7 36 3 10 11 17

EEPA 26 27 27 24 471 23 23 62 19 23 36 24 62 62 21 161 27 24 68 19 24 15

ELECDA 2.168 2.492 1.813 2.527 1.666 2.386 2.513 1.770 2.997 2.066 7.453 2.467 2.494 2.671 2.873 2.451 2.795 4.463 2.786 2.938 3.877 3.465 2.282

ELIQSA 1.351 904 822 692 818 894 715 648 1.858 612 716 855 2.273 1.060 1.400 757 1.133 880 778 910 1.051 786 1.007

EMELARI 688 755 696 3.944 518 3.103 958 413 4.163 428 498 3.836 599 3.965 580 488 856 2.933 437 410 4.065 441 484

EMELAT 750 699 845 1.654 677 755 940 702 1.734 1.197 981 1.163 594 920 850 556 1.043 567 591 576 1.679 425 926

EMELECTRIC 64.407 2.324 1.348 2.655 1.350 1.334 1.091 1.058 3.718 1.548 985 1.587 2.286 2.198 2.340 2.648 2.872 1.884 2.311 1.336 2.399 1.931 1.092

EMETAL 177 343 338 340 379 165 130 128 311 205 286 154 351 487 257 236 320 372 164 446 154 265 187

ENELSA 99 54 101 103 103 99 95 93 93 96 95 96 230 229 226 217 209 199

FRONTEL 40.535 35.474 41.733 36.110 40.372 35.722 41.043 36.220 41.183 36.258 41.142 36.313 41.658 36.977 41.682 36.854 8.443 8.569 8.304 8.177 8.235 8.089 7.824

LITORAL 122 - 107 77 91 103 63 74 73 86 98 142 142 162 143 88 99 74 59 26 204 88

LUZLINARES 97 - 87 117 100 110 98 123 128 90 91 111 105 122 59 71 167 115 109 117 172 119 109

LUZOSORNO 5.161 7.289 5.127 7.316 5.125 7.339 5.147 7.330 5.188 7.354 5.222 7.358 5.210 7.390 5.112 7.401 411 346 445 356 459 163 542

LUZPARRAL 111 - 102 89 118 121 604 172 165 142 108 95 123 103 106 107 317 148 150 152 131 84

SAESA 44.539 44.908 44.822 45.449 44.733 45.231 43.798 45.302 44.534 46.189 45.427 46.268 45.509 46.339 45.642 45.980 8.382 8.002 8.713 7.737 8.447 7.906 8.263

TILTIL 57 59 53 363 58 57 36 40 46 44 43 46 43 60 57 59 61 57 57 57 56

TOTAL 194.624 130.054 128.570 126.047 117.873 130.246 131.791 116.804 130.862 119.438 128.597 126.726 119.890 121.860 120.624 116.579 46.345 50.998 38.609 48.251 58.103 42.871 31.063

2012 2013

Compañía/Fecha



A partir del cuadro precedente, se ha elaborado el siguiente Gráfico, en el que se muestra la

tendencia decreciente de la variable Puntos de Suministro no Facturados. En efecto, si en

Enero de 2012, esa variable alcanzó los 194.624 puntos de suministro no facturados, en

Noviembre de 2013, se registró 31.063 de dichos puntos. La mayoría de las empresas en

dicho período, disminuyó el número de puntos no facturados (algunas en un 100%), no

obstante hubo algunas pocas excepciones representadas por COPELEC (6% de aumento),

EDECSA (550% de aumento), EMELAT (23%) de aumento, EMETAL (6% de aumento) y

Luz Linares (12% de aumento).

Gráfico 3: Puntos de suministro no facturados (mensual)

Fuente: Elaboración propia a partir de información del cuadro anterior.

Respecto de los puntos de suministro facturados provisoriamente más de dos meses seguidos,

el siguiente Cuadro muestra los antecedentes, donde se constata que a nivel de la industria

662.013 puntos de suministro fueron facturados provisoriamente más de dos meses seguidos.

En consideración al número de clientes, las mayores tasas mensuales de puntos facturados

provisoriamente más de dos meses seguidos, se presentan en COPELEC, CODINER, CRELL

y CONAFE. Este es un tema relevante toda vez que la facturación provisoria, probablemente,

dará origen a reclamos de parte de los afectados, incrementando la desconfianza con el

servicio.

Clasificando las compañías de acuerdo a la Tasa Mensual Puntos de Suministro Facturados

Provisoriamente más de dos meses seguidos, se obtiene que en el Primer Cuartil, se ubican

EEPA, FRONTEL, LUZOSORNO, SAESA, EMELARI, CEC y EDELAYSEN, que

corresponde al 25% de mejor rendimiento en este indicador, y donde a falta de una norma, se

pudieran convertir en el benchmark de la industria.

-

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

Ener

o

Feb

rero

Mar

zo

Ab

ril

May

o

Jun

io

Julio

Ago

sto

Sep

t.

Oct

ub

re

No

viem

bre

Dic

iem

bre

Ener

o

Feb

rero

Mar

zo

Ab

ril

May

o

Jun

io

Julio

Ago

sto

Sep

t.

Oct

ub

re

No

viem

bre



Cuadro 7: Puntos de suministros facturados provisoriamente más de dos meses seguidos

Compañía

Puntos de Suministro

Facturados

Provisoriamente más

de dos meses seguidos

(1)

Promedio Mensual

Puntos de Suministro

Facturados

Provisoriamente más de

dos meses seguidos (2)

Nº Clientes

(3)

Tasa Mensual Puntos

de Suministro

Facturados

Provisoriamente más de

dos meses seguidos, por

cliente (2) / (3)

EEPA 1 0,1 54.550 0

FRONTEL 1.235 53,7 321.641 0,02

LUZOSORNO 88 3,8 19.590 0,02

SAESA 2.858 124,3 374.896 0,03

EMELARI 1.997 86,8 67.694 0,13

CEC 354 15,4 9.264 0,17

EDELAYSEN 1.926 83,7 41.146 0,2

EMETAL 1.456 63,3 27.200 0,23

EMELECTRIC 14.576 633,7 256.804 0,25

ENELSA 673 29 11.851 0,25

SOCOEPA 322 15,3 6.102 0,25

ELIQSA 8.553 371,9 91.161 0,41

CGED 134.891 6.131,40 1.430.231 0,43

EEC 2.521 114,6 21.933 0,52

CHILECTRA 208.343 9.058,40 1.665.892 0,54

ELECDA 22.860 993,9 164.949 0,6

COELCHA 1.767 76,8 11.531 0,67

CHILQUINTA 85.796 3.899,80 534.748 0,73

EMELAT 18.021 783,5 93.233 0,84

CONAFE 91.178 3.964,30 368.011 1,08

CRELL 5.283 264,2 23.416 1,13

CODINER 4.421 192,2 11.810 1,63

COPELEC 52.893 2.299,70 44.431 5,18


Los indicadores de facturación también reportan información referida a los CNR facturados

cuyo período irregular es mayor a tres meses, es decir, puntos de suministro facturados en tal

condición, aspecto de particular interés considerando una situación que afecta de manera

persistente en el tiempo a los usuarios de los servicios de electricidad. La información se

presenta en el siguiente Cuadro, donde se constata que a nivel de toda la industria, se registra

un total de 35.255 CNR facturados en período irregular, con un promedio mensual de 52

casos.



Cuadro 8: CNR facturados período irregular mayor a tres meses

Compañía

CNR Facturados Cuyo

Período Irregular es > a 3

meses

Promedio Mensual CNR

Facturados Cuyo Período

Irregular es > a 3 meses

CGED 13.494 613

CHILECTRA 6.806 296

CHILQUINTA 1.931 88

CONAFE 2.548 111

COOPELAN 22 1

EDELAYSEN 656 29

EDELMAG 1 0

ELECDA 1.518 66

ELIQSA 346 15

EMELARI 192 8

EMELAT 222 10

EMELCA 14 2

EMELECTRIC 738 32

EMETAL 75 3

ENELSA 58 3

FRONTEL 2.083 91

LITORAL 396 18

LUZLINARES 72 3

LUZOSORNO 190 8

LUZPARRAL 89 4

SAESA 3.862 168


Finalmente, de los indicadores de facturación de la SEC, se considerará el que mide los

equipos de medida en que se ha detectado falla interna en su registro. A nivel de la industria

se registra un total de 29.455 equipos en tal condición de falla. Al respecto, CGED es la

compañía con mayor cantidad de equipos de medida en falla, seguido de SAESA, CONAFE y

FRONTEL.



Cuadro 9: Equipos de medida con falla interna

Compañía

Equipos de Medida que

se ha detectado Falla

Interna en su Registro

Equipos de Medida que

se ha detectado Falla

Interna en su Registro

Promedio Mensual

CEC 85 3,7

CGED 9.643 438,3

CHILQUINTA 897 40,8

CODINER 20 0,9

COELCHA 19 0,8

CONAFE 2.900 126,1

COOPELAN 217 9,9

EDELAYSEN 57 2,5

EDELMAG 323 14,0

EEPA 386 17,5

ELECDA 982 42,7

ELIQSA 787 34,2

EMELARI 166 7,2

EMELAT 190 9,5

EMELECTRIC 936 40,7

EMETAL 73 3,2

FRONTEL 2.781 120,9

LITORAL 5 0,2

LUZOSORNO 372 16,2

SAESA 8.616 374,6


2.1.4 Base de Datos para Indicadores de Interrupción18

Los Indicadores de Interrupciones iluminan la performance de las compañías en relación a los

cortes de energía que sufren los usuarios. Son, junto a los indicadores de reclamo, los que

mayor incidencia directa poseen sobre la percepción de calidad del servicio de distribución.

La base de datos reporta datos sobre varios aspectos relevantes del proceso de interrupciones,

como el Tipo de Interrupción (Interna, Externa, Fuerza mayor), el Tipo de Ruralidad (Urbano,

Ruralidad 1 y 2), y el tipo de causa (Externas, Condiciones atmosféricas, entre otras).

Del registro de la base de datos, el total de las interrupciones en el período considerado

alcanzó las 241.125, con una media mensual de 342 interrupciones por compañía. La tasa de

interrupción promedio mensual, para la industria es de 0,04, en relación al número de clientes.

18

Una digresión respecto a estos indicadores, es que en la base de datos en tipo de interrupción figura la categoría

Externa, y en tipo de causa figura la categoría Externas, sin que se sepa, exactamente a qué refiere cada una. Se

sugiere modificar la nomenclatura para hacerla más clara.



Se observa que la menor tasa de interrupción por cliente la tienen EEPA, en tanto que la

mayor tasa es de Luz Osorno. El siguiente Cuadro resume la información:

Cuadro 10: Total interrupciones

Compañía Total

Interrupciones (1)

Promedio Mensual

Interrupciones (2) Clientes (3)

Tasa Mensual Promedio

de Interrupciones por

cliente % (2) / ( 3)

EEPA 249 11 54.550 0,02

TILTIL 24 1 3.760 0,03

CRELL 225 11 23.416 0,05

LUZ ANDES 9 1 2.022 0,05

EEC 287 13 21.933 0,06

CHILECTRA 26.779 1.164 1.665.892 0,07

EMELCA 107 7 8.900 0,08

LITORAL 1.040 47 52.206 0,09

CHILQUINTA 11.729 533 534.748 0,1

CONAFE 9.067 394 368.011 0,11

EDELMAG 1.675 73 55.609 0,13

EMELARI 2.203 96 67.694 0,14

CGED 50.474 2.294 1.430.231 0,16

ELECDA 6.247 272 164.949 0,16

EMELAT 3.898 177 93.233 0,19

ELIQSA 5.101 222 91.161 0,24

COOPREL 355 15 5.934 0,25

LUZLINARES 1.789 78 27.250 0,29

COPELEC 3.106 135 44.431 0,3

EDELAYSEN 2.974 129 41.146 0,31

EMELECTRIC 18.091 787 256.804 0,31

SAESA 29.536 1.284 374.896 0,34

CEC 743 34 9.264 0,37

EDECSA 433 19 4.848 0,39

LUZPARRAL 1.610 77 19.334 0,4

COELCHA 1.428 65 11.531 0,56

FRONTEL 44.523 1.936 321.641 0,6

EMETAL 3.818 166 27.200 0,61

SOCOEPA 894 43 6.102 0,7

COOPELAN 3.585 163 17.121 0,95

CODINER 3.252 141 11.810 1,19

LUZOSORNO 5.843 254 19.590 1,3


Además de la tasa de interrupciones por compañía, considerando la importancia de este ítem

reclamos, puede ser de utilidad calcular la tasa de interrupciones por cada cierta cantidad de

clientes, aspecto que se muestra en el siguiente Cuadro. Se observa que la compañía EEPA

sólo recibe 4,6 reclamos por cada 1.000 clientes, cifra que se eleva a 298,3 en el caso de Luz

Osorno.



Cuadro 11: Interrupciones por cada 1.000 clientes

Compañía Interrupciones por

cada 1.000 Clientes

EEPA 4,6

TILTIL 6,4

CRELL 9,6

LUZ ANDES 4,5

EEC 13,1

CHILECTRA 16,1

EMELCA 12,0

LITORAL 19,9

CHILQUINTA 21,9

CONAFE 24,6

EDELMAG 30,1

EMELARI 32,5

CGED 35,3

ELECDA 37,9

EMELAT 41,8

ELIQSA 56,0

COOPREL 59,8

LUZLINARES 65,7

COPELEC 69,9

EDELAYSEN 72,3

EMELECTRIC 70,4

SAESA 78,8

CEC 80,2

EDECSA 89,3

LUZPARRAL 83,3

COELCHA 123,8

FRONTEL 138,4

EMETAL 140,4

SOCOEPA 146,5

COOPELAN 209,4

CODINER 275,4

LUZOSORNO 298,3


Del Cuadro precedente, se constata que las empresas EEPA, TIL-TIL, CRELL, LUZ ANDES,

EEC, CHILECTRA, EMELCA y LITORAL, constituyen el primer cuartil, de mejor

rendimiento en lo que ha interrupciones respecta, pudiendo convertirse en el benchmark de la

industria.

Respecto del tipo de interrupción, se constata que el grueso de estas, son del tipo interno, 75%,

respecto de las externas, 25% y por fuerza mayor, 4%. Aún cuando la tasa promedio mensual

de interrupciones es baja, se evidencia un alto compromiso de las empresas respecto de las

mismas, como se observa en el siguiente Gráfico:



Gráfico 4: Total interrupciones por tipo de interrupción


Referido al tipo de causa que provoca la interrupción, se constata que las principales causas

guardan relación con: Árboles, Mantenimiento, Autoproducidos, Condiciones atmosféricas y

Operación de la red, como se presenta en el siguiente Gráfico:

Gráfico 5: Total interrupciones por tipo causa


Referente a la duración total de las interrupciones, estas se determinaron en 3.481.071 horas,

en todo el período analizado, con una duración promedio mensual de la industria de 4.959. En

el siguiente Cuadro, se presenta la información:

71%

4%

25%

Total tipo interrupciones

Internas


Fuerza Mayor


Externas

29.302 ; 12%

36.554 ; 15%

24.218 ; 10%

29.226 ; 12% 29.226 ; 12%

93.534 ; 39%

Mantenimiento

Árboles

Autoproducidos

Condiciones atmosféricas

Operación de la red

Otras



Cuadro 12: Duración total y promedio interrupciones

Compañía Total Duración de

las Interrupciones

Promedio Mensual

Duración de las

Interrupciones

CEC 13.391 582

CGED 157.617 7.164

CHILECTRA 39.173 1.703

CHILQUINTA 42.789 1.945

CODINER 462.742 20.119

COELCHA 8.683 395

CONAFE 25.588 1.113

COOPELAN 25.417 1.155

COOPREL 1.057 46

COPELEC 1.408.437 61.236

CRELL 937 47

EDECSA 1.107 48

EDELAYSEN 9.717 422

EDELMAG 268 12

EEC 247.135 11.233

EEPA 214 10

ELECDA 18.160 790

ELIQSA 13.086 569

EMELARI 5.952 259

EMELAT 11.953 543

EMELCA 9.252 617

EMELECTRIC 64.381 2.799

EMETAL 18.009 783

FRONTEL 248.868 10.820

LITORAL 3.623 165

LUZANDES 52 4

LUZLINARES 6.056 263

LUZOSORNO 32.751 1.424

LUZPARRAL 8.139 388

SAESA 132.823 5.775

SOCOEPA 1.892 90

TILTIL 461.800 21.990


Finalmente, el total de KVA de los alimentadores interrumpido, fue de 174.148.846, en todo el

período. La información, por compañía se presenta en el siguiente Cuadro:



Cuadro 13: Total KVA interrumpidos de los alimentadores


Compañía

Total KVA de los

Alimentadores

Interrumpidos

CEC 853.242

CGED 37.421.099

CHILECTRA 44.194.049

CHILQUINTA 9.613.934

CODINER 2.247.399

COELCHA 534.272

CONAFE 6.871.764

COOPELAN 2.061.444

COOPREL 235.739

COPELEC 2.766.658

CRELL 674.017

EDECSA 433.757

EDELAYSEN 1.560.328

EDELMAG 253

EEC 312.997

EEPA 798.404

ELECDA 6.164.340

ELIQSA 5.841.222

EMELARI 2.508.496

EMELAT 4.182.035

EMELCA 85.685

EMELECTRIC 11.741.770

EMETAL 2.155.116

FRONTEL 12.662.931

LITORAL 720.139

LUZANDES 77.521

LUZLINARES 1.443.064

LUZOSORNO 1.307.019

LUZPARRAL 855.557

SAESA 13.438.942

SOCOEPA 364.871

TILTIL 20.785



2.1.5 Base de Datos para Indicadores de Reclamos

Desde el punto de vista del consumidor o usuario de una distribuidora de electricidad,

pareciera que los Indicadores de Reclamos son, junto a los de interrupción, los que mejor

pueden relacionarse directamente con la calidad del servicio. En efecto, una gran cantidad de

reclamos es señal de algún tipo de anomalía en el mercado, ya sea por la deficiente percepción

de los usuarios respecto de la compañía que provee el servicio, por falta de información (caso

de las boletas de consumo) u otra dimensión.

La base de datos reporta datos sobre varios aspectos relevantes de un proceso de reclamación,

como el Tipo de Reclamo (Daños artefactos, variaciones de voltaje, entre otros), el Tipo de

Respuesta (Ha lugar, Parcialmente ha lugar, No ha lugar, el Tiempo de Respuesta (entre 1 a 2

meses, Más de 2 meses, Menor a un mes), y Clientes Afectados (Masivos, No masivos).

En el siguiente Cuadro, se presenta la información relevante. En el contexto de la información

de la base de datos de la SEC, se constata que el número total de reclamos ingresados en todo

el período, Enero 2012 a Noviembre 2013, es de 394.370, con una media de 667 reclamos

mensuales.

El siguiente Cuadro, muestra que la mayor tasa de reclamos, en relación a los clientes, la

presenta CONAFE, seguido de CGED, CHILECTRA, EMELAT y EMETAL. Si bien es

cierto que las empresas con mayores clientes, exhiben las mayores tasas de reclamos,

distribuidoras de rango medio, como EMELAT y EMETAL, tienen tasas de reclamos

superiores a empresas con mayor número de clientes:

Cuadro 14: Reclamos ingresados

Compañía

Reclamos ingresados

en la Empresa

Eléctrica (1)

Promedio Mensual Reclamos

ingresados en la Empresa

Eléctrica (2)

Clientes

(3)

Promedio Mensual

Tasa de Reclamos por

Cliente % (2) / (3)

SOCOEPA 2 0 6.102 0,00

TILTIL 3 0 3.760 0,00

COPELEC 47 4 44.431 0,01

EMELCA 27 1 8.900 0,02

EEPA 262 15 54.550 0,03

CEC 51 2 9.264 0,03

CODINER 98 5 11.810 0,04

ENELSA 113 5 11.851 0,04

COOPELAN 167 9 17.121 0,05

LUZPARRAL 238 12 19.334 0,06

COELCHA 153 8 11.531 0,07

FRONTEL 5.063 264 321.641 0,08

LUZLINARES 480 23 27.250 0,09

SAESA 8.004 394 374.896 0,10

EDECSA 114 7 4.848 0,14

EDELAYSEN 913 45 41.146 0,11

EMELECTRIC 7.608 379 256.804 0,15

EDELMAG 1.679 84 55.609 0,15

EMELARI 2.046 102 67.694 0,15



LUZOSORNO 664 35 19.590 0,18

CRELL 786 39 23.416 0,17

ELIQSA 3.955 197 91.161 0,22

LITORAL 2.171 108 52.206 0,21

CHILQUINTA 23.310 1.166 534.748 0,22

ELECDA 7.600 380 164.949 0,23

EMETAL 1.369 69 27.200 0,25

EMELAT 4.998 263 93.233 0,28

CHILECTRA 95.388 4.770 1.665.892 0,29

CGED 165.046 8.686 1.430.231 0,61

CONAFE 62.015 3.264 368.011 0,89


Además de la tasa de reclamos por compañía, considerando la importancia del ítem reclamos,

puede ser de utilidad calcular la tasa de recepción de reclamos por cada cierta cantidad de

clientes, aspecto que se muestra en el siguiente Cuadro. Se observa que la compañía

SOCOEPA, sólo recibe 0,33 reclamos por cada 1.000 clientes, cifra que se eleva a 168,5 en el

caso de CONAFE (que no es la empresa con mayor cantidad de clientes). Distribuyendo la

muestra en cuartiles, las empresas SOCOEPA, TILTIL, COPELEC, EMELCA, CEC, EEPA,

CODINER y ENELSA, están en el primer cuartil, es decir en el 25% de las empresas que

reciben menos reclamos por cada 1000 clientes:

Cuadro 15: Reclamos por cada 1.000 clientes

Compañía Reclamos por cada

1.000 Clientes

SOCOEPA 0,33

TILTIL 0,80

COPELEC 1,06

EMELCA 3,03

EEPA 4,80

CEC 5,51

CODINER 8,30

ENELSA 9,54

COOPELAN 9,75

LUZPARRAL 12,3

COELCHA 13,2

FRONTEL 15,7

LUZLINARES 17,6

SAESA 21,3

EDECSA 23,5

EDELAYSEN 22,1

EMELECTRIC 29,6

EDELMAG 30,1

EMELARI 30,2



LUZOSORNO 33,8

CRELL 33,5

ELIQSA 43,3

LITORAL 41,5

CHILQUINTA 43,5

ELECDA 46,0

EMETAL 50,3

EMELAT 53,6

CHILECTRA 57,2

CGED 115,4

CONAFE 168,5


En relación a los tipos de reclamos más frecuentes, se constata que la atención comercial

emerge como el ítem que recibe un mayor número de reclamos, como se evidencia en el

siguiente Gráfico, que resume la información para los cinco mayores tipos de reclamos:

Gráfico 6: Reclamos más frecuentes


En relación a las compañías, como es de esperar, las de mayor penetración en el mercado,

concentran, en términos absolutos, la mayor cantidad de reclamos, destacando CGED,

CHILECTRA y CONAFE. No obstante, es de notar que si bien CGED y CHILECTRA

poseen un número similar de clientes, los reclamos recibidos son, en el caso de la segunda

empresa un 58% del total de reclamos formulados a CGED, por lo que no tiene por qué ser

evidente que a mayor tamaño, necesariamente, mayor ha de ser el número de reclamos

recibidos.

Al analizar la información referida a los reclamos resueltos y no resueltos en la empresa, se

constata que, en algunos casos, el total de reclamos resueltos en la empresa es superior al total

de reclamos presentados, lo cual se explica dado que existe un ―bolsón‖ de reclamos que

Corte y

Reposición;

42.475 ; 13% Cobro Indebido;

36.953 ; 11%

Problemas de

lectura; 37.616 ;

11%

No entrega

boleta factura;

42.908 ; 13%

Atención

Comercial;

59.508 ; 18%

Otros; 112.010 ;

34%



arrastran algunas empresas, es decir, hay un desfase entre que el reclamo ingresa a la empresa

y en que este ser resuelve:

Cuadro 16: Reclamos resueltos y no resueltos en la empresa

Compañía Nº reclamos Resueltos

en la Empresa (1)

Nº reclamos No

Resueltos en la

Empresa (2)

Total

Reclamos

Presentados

(3)

Tasa Problemas

resueltos en la empresa

%

(1) / (3)

CEC 35 0 35 100,0

CGED 138.918 82.963 137.607 101,0

CHILECTRA 58.286 48.943 79.902 72,9

CHILQUINTA 18.417 7.371 18.552 99,3

CODINER 85 5 82 103,7

COELCHA 114 0 153 74,5

CONAFE 53.779 29.789 53.131 101,2

COOPELAN 125 0 141 88,7

COPELEC 92 0 39 235,9

CRELL 626 0 626 100,0

EDECSA 96 73 107 89,7

EDELAYSEN 751 94 845 88,9

EDELMAG 1.354 596 1.379 98,2

EEPA 215 0 211 101,9

ELECDA 6.839 2.062 6.575 104,0

ELIQSA 3.699 887 3.649 101,4

EMELARI 1.795 450 1.818 98,7

EMELAT 4.921 501 4.408 111,6

EMELCA 21 5 26 80,8

EMELECTRIC 8.023 3.869 7.232 110,9

EMETAL 1.114 971 1.203 92,6

FRONTEL 4.095 291 4.408 92,9

LITORAL 1.782 1.147 1.821 97,9

LUZLINARES 408 254 409 99,8

LUZOSORNO 530 15 549 96,5

LUZPARRAL 189 99 192 98,4

SAESA 6.512 363 6.911 94,2

SOCOEPA 2 1 2 100,0

TILTIL 0 0 3 0


Considerando que la Atención comercial es la dimensión que recibe mayor número de

reclamos, se hará un foco especial en ella. En el siguiente Cuadro, se aporta información

sobre las diversas causas que generaron reclamos:



Cuadro 17: Tipo de reclamos*


* Las empresas COOPREL y Luz Andes no presentan reclamos (por eso se han omitido del Cuadro).

CompañíaDaño

artefactos

Variación

voltaje

Interrupción

suministroPresupuesto

Deuda no

radicadaCNR

Corte y

reposición

Trabajos de

normalización

Cobro

Eexcesivo

Cobro

indebido

Cobros no

asociados al

SS eléctrico

Problemas

de lectura

Problemas

de registro

de pagos

No entrega

boleta

factura

InstalacionesAlumbrado

Público

Poste mal

ubicado

Atención

comercialTotales

CEC 30 0 0 0 0 0 1 0 1 2 0 1 0 0 0 0 0 0 35

CGED 5.473 0 637 838 0 0 16.081 4.757 3.526 21.368 9.919 19.392 10.607 17.618 682 0 317 26.392 137.607

CHILECTRA 7.467 706 3.646 25 0 484 13.802 5.673 1.603 450 3 3.138 16.540 14744 0 88 0 11.533 79.902

CHILQUINTA 2.535 202 813 0 0 663 1.908 0 3.999 567 0 1.448 92 1.268 1.015 25 0 4.017 18.552

CODINER 52 5 14 0 0 0 1 0 4 1 0 1 0 1 1 0 0 2 82

COELCHA 18 1 12 4 0 0 0 4 1 1 2 2 0 1 5 0 2 100 153

CONAFE 1.178 0 73 175 3 4 5.391 1.973 1.579 12.748 1.798 12.092 2.817 6.614 229 1 63 6.393 53.131

COOPELAN 59 7 46 0 0 0 4 3 4 8 0 6 0 0 1 0 1 2 141

COPELEC 0 3 2 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 32 0 0 0 39

CRELL 144 21 60 1 0 0 33 6 274 23 2 5 1 10 14 0 6 26 626

EDECSA 16 5 4 0 0 0 0 2 0 0 0 20 0 4 4 0 0 52 107

EDELAYSEN 282 8 169 0 0 42 77 19 105 24 1 41 5 10 13 1 13 35 845

EDELMAG 370 13 39 1 0 6 176 22 32 15 1 12 202 22 130 0 7 331 1.379

EEPA 104 0 0 0 0 11 34 15 10 1 0 7 1 8 0 0 0 20 211

ELECDA 1.565 2 53 15 3 99 721 84 407 307 367 260 88 668 37 0 5 1.894 6.575

ELIQSA 1.112 0 90 2 1 75 294 34 176 449 100 56 31 219 21 0 1 988 3.649

EMELARI 340 7 31 5 10 19 215 9 113 60 47 64 85 232 12 0 1 568 1.818

EMELAT 601 9 30 5 3 41 1.073 27 395 109 74 236 157 273 35 3 78 1.259 4.408

EMELCA 16 2 0 0 0 0 0 0 1 0 0 6 1 0 0 0 0 2.739 2.765

EMELECTRIC 1.106 10 14 339 12 128 1.020 89 478 353 182 189 74 459 31 0 9 595 5.088

EMETAL 137 3 12 0 0 18 39 16 129 52 13 51 8 126 4 0 0 0 608

FRONTEL 2.010 163 535 1 0 37 284 66 217 137 0 31 8 43 272 3 55 546 4.408

LITORAL 142 6 8 0 0 7 9 9 0 0 0 338 0 224 20 0 0 1.058 1.821

LUZLINARES 59 30 27 0 0 1 5 3 0 0 0 48 0 23 11 0 0 202 409

LUZOSORNO 134 15 216 0 0 8 19 1 45 20 0 8 1 1 18 0 15 48 549

LUZPARRAL 64 9 9 0 0 0 2 2 664 0 0 22 0 14 3 0 130 67 986

SAESA 1.906 180 669 0 1 256 1.286 153 1 258 13 142 50 326 219 17 0 641 6.118

SOCOEPA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 1

TILTIL 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3

Totales 26.923 1.407 7.209 1.413 33 1.899 42.475 12.967 13.764 36.953 12.522 37.616 30.768 42.908 2.810 138 703 59.508 332.016



Como hemos hecho notar, las empresas recibieron un total de 59.508 reclamos por el ítem

Atención comercial, de los cuales 32.597 (55%) quedó sin resolución, cifra considerablemente

alta, y que sin duda, refuerza la percepción de una mala atención comercial. El siguiente

Cuadro, muestra la información de reclamos no resueltos en el ítem de Atención comercial

por compañía, donde se constata que las empresas CGED, CHILECTRA, CHILQUINTA,

CONAFE y EMELECTRIC, presentan los mayores reclamos no resueltos en este ámbito:

Cuadro 18: Reclamos no resueltos en la empresa en atención comercial

Compañía Reclamos No Resueltos

Atención Comercial

CGED 15.318

CHILECTRA 7.044

CHILQUINTA 1.770

CONAFE 3.955

EDECSA 35

EDELAYSEN 1

EDELMAG 100

ELECDA 688

ELIQSA 243

EMELARI 112

EMELAT 132

EMELECTRIC 1.752

EMETAL 547

FRONTEL 44

LITORAL 666

LUZLINARES 125

LUZOSORNO 1

LUZPARRAL 30

SAESA 34

Total 32.597


Siendo los reclamos no resueltos por no entrega de boleta o factura, el segundo ítem de mayor

cantidad de reclamos, se analizará el comportamiento de las empresas sobre el particular19

.

De acuerdo a la información del siguiente Cuadro, se constata que CGED, CHILECTRA,

CHILQUINTA y CONAFE, son las empresas con la mayor cantidad de reclamos no resueltos

en este ámbito:

19

Cabe señalar que los reclamos no resueltos no necesariamente infringen la norma, dado que es la gestión del

mes anterior, estos reclamos que no han sido resueltos se encuentran dentro de los 30 días de plazo.



Cuadro 19: Reclamos no resueltos en la no entrega de boleta/factura

Compañía

Reclamos No Resueltos

No entrega boleta

Factura

CGED 13.057

CHILECTRA 10.044

CHILQUINTA 315

CONAFE 3.430

EDECSA 2

EDELMAG 9

ELECDA 144

ELIQSA 61

EMELARI 49

EMELAT 18

EMELECTRIC 176

EMETAL 104

FRONTEL 3

LITORAL 138

LUZLINARES 14

LUZPARRAL 6

SAESA 27


Finalmente, referente a la información relativa a los plazos de respuesta a los reclamos

resueltos dentro de las empresas, incluyendo todo tipo de respuestas (No ha lugar,

Parcialmente ha lugar, ha lugar), se constata que el 95% de los reclamos resueltos en la

empresa, se efectúa dentro de los plazos legales (menos de 30 días), tal como se consigna en el

siguiente Gráfico:



Gráfico 7: Plazos de respuesta


Como se observa en el siguiente Cuadro, las empresas con mayor cantidad de resolución de

los reclamos, en un período mayor a dos meses, son las empresas CGED, CONAFE,

EMETAL, EMELECTRIC y EMETAL:

Cuadro 20: Plazos de respuesta

Compañía

Reclamos Resueltos

en la Compañía

dentro del mes

Reclamos Resueltos

en la Compañía

entre 1 y 2 meses

Reclamos Resueltos

en la Compañía más

de 2 mes

EMELARI 2.009 14

ELIQSA 4.125 2

ELECDA 7.810 71 19

EMELAT 5.515 3

EMELECTRIC 7.479 1.207 53

EMETAL 950 265 43

CHILQUINTA 23.557

LITORAL 2.194

EDECSA 106

LUZLINARES 482

LUZPARRAL 236

CONAFE 56.482 5.698 195

CGED 157.210 8.074 2.582

EDELMAG 1.689 1 0

ENELSA 85 30

EMELCA 22

EEPA 266

CODINER 85

CHILECTRA 94.760

COOPELAN 144 0 0

CEC 51 0 0

296.586 95%

13.429 4% 2.808 1%

Reclamos Resueltos en la

Compañía dentro del mes


Compañía entre 1 y 2 meses


Compañía más de 2 mes



COPELEC 111 0 0

FRONTEL 4.516 1 0

SAESA 7.283 1 0

EDELAYSEN 789 0 0

LUZOSORNO 623 0 0

COELCHA 114 0 0

SOCOEPA 1 1 0

CRELL 769 13 0

Total 379.463 15.381 2.892


2.2 ANÁLISIS DE LA BASE DE DATOS PARA OBTENER INDICADORES. NIVEL REGIONAL

En este punto se presenta con fines ilustrativos, unos cruces de información para todas las

regiones, en dos indicadores, Interrupciones y Reclamos, que podrían iluminar otros tipos de

análisis que se puede realizar al nivel regional.

Con ese objetivo, se ha seleccionado algunas variables de los indicadores de ambos procesos,

presentándolos en términos de cada mil usuarios.

Ante la falta de información respecto de los clientes que cada compañía atiende, en cada

región, se usó como proxy la información sobre puntos de suministro facturados por cada

compañía en cada una de las regiones, lo cual da una medición bastante ajustada del total de

clientes por compañía (información que sí está disponible en la base de datos)

Los resultados se presentan en el siguiente Cuadro:

A partir de la información se observan algunas diferencias entre las regiones (indudablemente

intra región existen diferencias notables entre empresas, que este análisis no permite conocer),

por ejemplo, destaca Aysén con 3,5 interrupciones por cada 1.000 clientes, en tanto que en la

Metropolitana, se verifica 0,1 interrupción para igual número de usuarios. La información

sobre la duración total de las interrupciones, remite a diferencias significativas entre las

regiones, por ejemplo, La Araucanía con 25,2 horas de interrupción, frente a Magallanes con

0,2 hrs.



Cuadro 21: Proceso Interrupciones (por cada mil clientes)

Regiones Total de

interrupciones

Total duración

de las

interrupciones

Total KVA de los

alimentadores interrumpidos

(promedio mensual)

Total duración

interrupciones: Tipo

interrupción interna

Total duración


interrupción externa

Total duración


fuerza mayor

Arica 1,4 3,8 109.065 1,0 0,1 0,3

Tarapacá 2,4 6,2 253.966 4,0 0,4 1,8

Antofagasta 1,6 4,8 268.015 2,9 0,1 1,8

Atacama 0,9 2,9 93.131 1,5 0,3 1,1

Coquimbo 0,6 1,7 135.936 1,2 0,0 0,4

Valparaíso 0,2 1,7 96.436 0,9 0,0 0,0

Metropolitana 0,1 1,9 350.762 0,3 0,8 0,8

O´Higgins 1,2 4,0 231.811 2,0 0,1 1,9

Maule 0,4 1,4 107.073 0,9 0,0 0,5

Biobío 0,4 16,0 130.643 6,2 0,4 9,5

Araucanía 1,6 25,2 142.880 1,1 0,1 0,4

Los Ríos 1,1 5,1 54.305 3,5 0,2 1,5

Los Lagos 0,8 3,6 95.997 2,5 0,1 1,0

Aysén 3,5 11,6 62.515 6,9 1,7 3,1

Magallanes 1,3 0,2 11 0,8 0,1 0,4


En el siguiente Cuadro, se presenta la información referida al indicador de reclamos por cada mil clientes.



Cuadro 22: Proceso Reclamos (por cada mil clientes)

Regiones Reclamo

ingresado

Reclamo resuelto

en la empresa

Reclamo no resuelto en la

empresa

Reclamo resuelto en

la empresa Tiempo

respuesta 1 a 2

meses

Reclamo resuelto en

la empresa Tiempo

respuesta más de 2

meses

Reclamo resuelto en

la empresa Tiempo

respuesta menos de

1 mes

Arica 1,3 1,3 1,3 0,0 0,0 1,3

Tarapacá 2,0 2,0 0,5 0,0 0,0 2,0

Antofagasta 2,0 2,1 0,6 0,0 0,0 2,0

Atacama 1,2 1,3 0,2 0,0 0,0 1,3

Coquimbo 3,7 3,9 2,2 0,4 0,0 3,5

Valparaíso 0,4 0,4 0,2 0,0 0,0 0,4

Metropolitana 0,4 0,4 0,4 0,0 0,0 0,3

O´Higgins 1,6 1,6 1,2 0,2 0,1 1,4

Maule 0,5 0,5 0,3 0,0 0,0 0,5

Biobío 0,5 0,5 0,3 0,0 0,0 0,5

Araucanía 0,6 0,6 0,4 0,0 0,0 0,6

Los Ríos 0,2 0,2 0,0 0,0 0,0 0,2

Los Lagos 0,2 0,2 0,0 0,0 0,0 0,2

Aysén 1,0 1,0 0,1 0,0 0,0 1,0

Magallanes 1,2 1,2 0,5 0,0 0,0 1,2


Similar a lo que se presento respecto los indicadores del proceso de interrupciones, en este caso también se advierten diferencias entre

las distintas regiones. Por ejemplo, Coquimbo exhibe mayor tasa de reclamos por cada mil clientes, en tanto que Los Ríos y Los

Lagos, las menores tasas. Se observa que ninguna de las regiones (salvo la de O´Higgins) se toma un tiempo mayor a dos meses para

responder aquellos que se resuelven en la misma empresa.



2.3 APLICACIÓN DE CRITERIOS A LOS INDICADORES DE LA BASE DE DATOS

El propósito declarado de estos indicadores es la fiscalización del desempeño de las

distribuidoras, y sirven además para determinar la posición de cada empresa de distribución en

el ranking anual de calidad de servicio, donde, además de la encuesta a usuarios, se considera

los indicadores de suministro y reclamos (compensaciones).

En este contexto, resulta útil someter a los indicadores analizados a un test respecto del

cumplimiento de un conjunto de criterios relevantes a la hora de levantar indicadores.

Criterio 1: La información proporcionada a los usuarios es clara y precisa. El criterio refiere

a las características de la información que se transmite al usuario a través del

indicador.

Criterio 2: La información existente es objetiva y transparente y su elaboración no está sujeta

a interpretaciones (por parte de quienes la elaboran). El criterio refiere a la

existencia de información pertinente, veraz, oportuna y objetiva para construir el

indicador.

Criterio 3: El método de cálculo es simple. El criterio refiere al tipo de operaciones, o

algoritmos, necesarios para llegar a un resultado.

Criterio 4: Existencia de leyes y normas que respaldan la confección de indicadores. El

criterio refiere al respaldo legal o normativo para que la provisión de indicadores

sea una consecuencia del cumplimiento de las normas de calidad para todas las

organizaciones del sector.

Criterio 5: Se distingue un rango de valores que implican cumplir el estándar deseado por el

regulador (niveles bueno, aceptable, malo). El criterio refiere a la existencia de

parámetros o especificaciones del ente regulador que permite una comparación

entre la situación real y la deseada o normada.

Criterio 6: El resultado obtenido con el indicador genera consecuencias. El criterio refiere a

la existencia de sanciones por el incumplimiento de la normativa y el

reconocimiento por el cumplimiento de éstas. El resultado del indicador debe

proveer un ―incentivo‖ para mejorar la performance de las empresas en materia de

calidad.

Criterio 7: Existe participación de usuarios en la determinación de atributos y o control de

medición de indicadores. El criterio se refiere al grado de involucramiento de la

ciudadanía en la evaluación de la gestión del servicio a través de los indicadores de

calidad.

Criterio 8: Permite el análisis comparativo estático y dinámico. El indicador debe permitir

una comparación racional entre las empresas de distribución eléctrica. Al mismo

tiempo, debe permitir el seguimiento temporal de la evolución de cada atributo de

calidad en el tiempo, tanto a nivel de la industria como de cada empresa.



Cuadro 23: Matriz de Indicadores

Indicador Criterio 1 Criterio 2 Criterio 3 Criterio 4 Criterio 5 Criterio 6 Criterio 7 Criterio 8

1.Total de empalmes

C

C

C

NC NC NC

NC C

2.Total de equipos de medida C NC NC NC

3.Total de puntos de suministros C NC NC NC

4.Monto Facturado de energía base NC NC NC NC

5.Monto facturado de energía adicional NC NC NC NC

6.Empalmes en que se ha detectado intervención C NC NC NC

7.Equipos de medida en que se ha detectado

intervención en su registro o block de conexiones C NC NC NC

8. Equipos de medida en que se ha detectado falla

interna en su registro C NC NC NC

9.Equipos de medida cambiados C NC NC NC

10.CNR facturados cuyo período irregular es

mayor a 6 meses C NC NC NC

11.Puntos de suministro no leídos C NC NC NC

12.Puntos de suministros suspendidos con avance

de lectura C NC NC NC

13.Puntos de suministro con facturación

provisoria C NC NC NC

14.Puntos de suministro que se han facturado

provisoriamente 2 meses seguidos C C NC NC

15.Puntos de suministro que se han facturado

provisoriamente más de 2 meses seguidos C N NC NC

16.Puntos de suministros no facturados C C Cp NC

17. Puntos de suministros facturados C NC NC NC

18.MWh facturados C NC NC NC

19.Puntos de suministro facturados cuyo NC C NC



consumo mensual sea mayor o igual a 8.000

KWh

20.Puntos de suministro con compensaciones

facturadas C NC NC NC

21.Monto en compensaciones facturadas C NC NC NC

22.Reclamo ingresado en la empresa eléctrica NC NC NC NC

23.Reclamo resuelto en la empresa eléctrica C C NC NC

24.Reclamo no resuelto en la empresa eléctrica C C NC NC

25.Total de interrupciones C C C C

26.Total duración de las interrupciones C C C C

27.Total KVA de los alimentadores

interrumpidos C NC NC NC

Fuente: Elaboración propia.

C: Cumple

Cp: Cumple en parte

NC: No Cumple



2.4 ANÁLISIS DE ENTREVISTAS

Para efectos de obtener en el menor tiempo posible la mayor y mejor información desde un

conjunto de actores ligados a la industria eléctrica, a la academia y a la defensa de los

consumidores, se decidió desarrollar un proceso de entrevistas con dos metodologías, a saber:

presencial (dirigida a actores relevantes de la industria, académicos y organizaciones de

consumidores), y no presencial (dirigida a las empresas de distribución).

Cabe considerar que la entrevista corresponde a un instrumento metodológico de las ciencias

sociales que no busca representatividad estadística de una muestra escogida para responder un

cuestionario que contienen preguntas estructuradas y cuantificables. En cambio, la entrevista,

permite identificar posiciones, valoraciones y desafíos que caracterizan a un conjunto de

actores seleccionados, de los cuales interesa conocer su percepción (basada en su

conocimiento y en su experiencia).

La entrevista presencial, orientada a recabar información desde un conjunto heterogéneo de

actores relevantes, se aplicó a través de una pauta estructurada, a seis entrevistados, entre los

días 10 y 27 de enero de 2013.

El proceso de entrevista no presencial, inicialmente con plazo de respuesta el 17 de enero de

2013, merced una prórroga, culmino el día 24 del citado mes, con la recepción de 10

entrevistas respondidas por igual número de empresas de distribución eléctrica20

.

2.4.1 Entrevista Presencial21

En relación al tema de las áreas de mayor debilidad, emergen como temas relevantes la

información que se aporta a los usuarios, especialmente a través de la boleta de cobro de

servicios (las reliquidaciones son nombradas por tres entrevistados), y las compensaciones.

Uno de los entrevistados estima que es necesario distinguir entre empresas consolidadas -en

cuyo caso el tema es el comercial- y empresas rurales, donde el área más débil es la técnica.

Otro de los entrevistados estima que no existen áreas débiles, de responsabilidad de la

empresa, toda vez que la gestión tiene como paradigma la empresa modelo (existirían áreas de

mayor debilidad pero que no son responsabilidad de la empresa, tales como los fenómenos

climáticos).

Todos los entrevistados estiman necesario un cambio legislativo en términos de la calidad de

servicio, algunos lo ejemplifican, con la actual normativa que permite la instalación de 10

amperes en las casas, lo cual es insuficiente, también se menciona la necesidad que la

ciudadanía participe en la fijación de la tarifa. Se menciona que con la penetración de

generación distribuida, donde existe un mecanismo que permite imputar de quién es la

responsabilidad de una falla, será necesario un cambio en la normativa. De igual forma, se

considera necesario que el sistema de distribución posea un código de red, esto es, una norma

técnica de calidad de servicio, tal como sí lo tiene el sistema de transmisión. Además, no

20

Las pautas utilizadas para el desarrollo de las entrevistas presenciales y no presenciales, se presentan en Anexos

2 y 3. 21

En Anexo 4 se presenta la transcripción de las entrevistas presenciales.



existe manera de medir la calidad del producto y no está claro la frecuencia de la medición, ni

los puntos de medida. Se menciona que debiera haber un cambio legislativo especialmente en

el sector rural, para exigir una mayor automatización, dado que en la actualidad estas empresas

descansan en las cuadrillas, no sólo para resolver problemas sino para detectarlos, cuando esto

debiera ser un proceso automático. Un par de entrevistados menciona un cambio que obligue a

las empresas a pagar, cuando se producen cortes u otras fallas en el suministro, por el daño

real de cada usuario (incorporando equipos eléctricos afectados), y no una suma idéntica para

cada usuario afectado. Finalmente, se considera necesario cambiar la encuesta (sus contenidos,

para hacerla más asequible al usuario.

En relación a si los mecanismos de compensación son suficientes, la mayoría estima que estos

no son suficientes, pues la compensación es mínima (no considera daño patrimonial), no están

bien definidos los plazos y además, los beneficios de las multas son para el Estado. Uno de los

entrevistados estima que estos mecanismos son suficientes, que están bien dirigidos, pero

mientras no se estandarice la calidad del producto, los mecanismos de compensación no son

tan relevantes. Otro entrevistado considera que es necesario mejorar el pago de las

compensaciones que se generan por causas ajenas a la responsabilidad de las empresas

concesionarias y que se originan en los segmentos ubicados aguas arriba de las redes de

distribución.

En general existe desconocimiento de los indicadores, no obstante, la mayoría de los

entrevistados que tienen opinión, los consideran adecuados, salvo uno de los entrevistados que

estima que son inadecuados y que la ciudadanía debiera participar en la determinación de los

indicadores para medir la performance de la industria, y otro, que considera necesario un

cambio de paradigma de la SEC, incorporando un indicador que evalúe, directamente, la

satisfacción de los usuarios.

Emerge como principal fortaleza de los indicadores, bastante consensuada, su propia

existencia, es decir, se valora el hecho que estos existan. Un entrevistado agrega, que son

útiles pues dan una noción de lo que pasa en la industria, otro en tanto, añade, el hecho que

estos fueron desarrollados en conjunto con la industria. La principal debilidad, es que no

miden directamente la satisfacción de los usuarios, como también que en lo referido a

indicadores de calidad de suministro, son muy agregados, no discriminan por proceso, es decir

en qué sector de la empresa fue la falla, a cuántos consumidores se afectó, entre otros. Otra

debilidad mencionada es que los cálculos se hacen sobre la base de la potencia, esto significa

que a mayor potencia, mayor es la ponderación. Finalmente, se menciona el hecho que

algunos indicadores requieren información a nivel comunal la que no siempre está disponible

con esa desagregación, por lo que su estimación resta exactitud a dichos indicadores.

En términos de proposición de nuevos indicadores, los entrevistados mencionan diversos, tales

como:

Indicador que muestre que el usuario está consciente de su consumo

Indicador respecto el grado de comprensión de la gente respecto de la boleta

Indicador que informara sobre el mantenimiento de las redes

Indicador respecto del porcentaje de solicitudes presentadas a la red aprobadas y

rechazadas.



2.4.2 Entrevista No Presencial22

En relación a los principales problemas que afectan la calidad del servicio de distribución, es

posible desagregar en dos tipos de respuestas, aquellas que apuntan a la calidad del suministro

(aspectos técnicos) y las que se enfocan en el ámbito comercial. Respecto de los aspectos

técnicos, se considera la continuidad del suministro (tanto por responsabilidad de la empresa,

como por factores fuera de su control, especialmente por interrupciones y suspensiones del

suministro eléctrico ocurridas en instalaciones ajenas a las de distribución -transmisión y

generación- y que ocasionan la pérdida de suministro en grandes áreas de las instalaciones de

distribución afectando a un gran número de clientes), otras fallas técnicas provocadas por

fenómenos climáticos, por la acción de terceros, o por la vía del robo de conductores o de

energía (el hecho que los clientes se ―cuelguen a las redes‖ provoca cortocircuitos o

sobrecargas, respectivamente, afectando a los clientes vecinos),son responsables de una mala

calidad de servicio. Se mencionan también actos vandálicos que afectan instalaciones. En el

aspecto comercial, la información de las boletas (en particular las reliquidaciones), es

igualmente mencionada como explicación de un mal servicio, pues los usuarios no entienden

el concepto y generan consultas masivas.

La base sobre la que se ha construido la información precedente, procede de los registros que

las propias empresas de distribución manejan en su operatoria cotidiana, como también, del

análisis de reclamos y consultas formuladas por los usuarios.

Respecto de la mitigación de fallas en el proceso de distribución, las empresas declaran

mantener planes de inversión permanente para la renovación de equipos, como también,

declaran desarrollar planes de mantenimiento periódico. Algunas empresas mantienen

sistemas de comunicación con los clientes a objeto de absorber los reclamos por fallas en este

ámbito. Se mencionan aspectos técnicos, como la adecuada ubicación de equipos de

protección como reconectadores y su correcta coordinación, que permiten en un breve tiempo

desenergizar la zona afectada por una falla, protegiendo a las personas y cosas, o la aplicación

de tecnología, tales como el Sistema Scada que permite detectar fallas y operar en forma

remota y selectiva los equipos de protección. Una de las empresas declara que posteriormente

a una falla, estas son analizadas para estudiar sus causas e incorporar los mejoramientos que

correspondan en el nivel de operaciones y/o a nivel de la ingeniería de la red. Sólo una

empresa se refiere a la conformidad del cliente con la mitigación, mediante la verificación, a

través de una encuesta, a una muestra estadística representativa de clientes. Algunas de las

empresas entienden la mitigación de los efectos de alguna falla, a través de las

compensaciones establecidas en la legislación.

Algunas de las empresas de distribución carecen de dispositivos directamente orientados a

medir y evaluar la calidad de servicio., en otras en cambio el tema de la calidad de servicio ha

sido expresamente domiciliado en la gestión, reportándose a los niveles de primera línea de la

organización.

22

En Anexo 5 se presenta la transcripción de las entrevistas no presenciales.



Existe una opinión bastante consensuada de la utilidad de los indicadores actualmente en uso.

No obstante algunas empresas declaran que los indicadores no miden calidad de servicio en

forma directa.

En relación a las fortalezas de los indicadores, apunta a diversos aspectos, tales como:

Fueron determinados y validados por todos los agentes de la industria (aspecto muy

considerado por casi todas las empresas)

Son simples de entender, y a través de los años se han consolidado en su aplicación

Permiten conjugar su análisis de la calidad de servicio asociando un indicador a un área

geográfica en particular

Entregan información estadística

Una sola empresa manifiesta que los indicadores no tienen fortalezas (existe redundancia de

exigir la misma información por distintos procesos).

En cuanto a las debilidades, se mencionan:

Los indicadores técnicos de continuidad de suministro, siendo estadísticos, aún

presentan diferencias metodológicas respecto a criterios internacionales de tratamiento

de causales de fuerza mayor que escapan al control de las empresas (por ejemplo en

casos de efectos de agentes climáticos severos que no deberían ser incluidos en la

estadística de la calidad de suministro)

Si bien los indicadores permiten establecer claramente el control y cumplimiento de las

empresas concesionarias respecto a la normativa vigente asociada a la calidad de

servicio, no reflejan directamente una opinión de la satisfacción del cliente por el

servicio recibido a excepción de los indicadores de reclamos

Sobre la opción de proponer nuevos indicadores, de manera casi unánime, se considera

innecesario agregar nuevos indicadores a los ya existentes (y en el caso que fuese requerido

incorporar algunos nuevos, se estima que la participación de la industria es vital para cautelar

la coherencia de los nuevos estándares. Un par de empresas estima necesario incorporar a

algunos indicadores relacionados con los usuarios (sin mayores especificaciones). Una

empresa manifiesta que debiera haber un indicador que registre si la facturación del mes se

realizó con Precios de Nudo Promedio (PNP) definitivos o preliminares. Como también

indicar si la factura contiene reliquidaciones SEC.

Finalmente, en relación a la pregunta sobre qué nuevos aspectos debieran ser medidos, o cómo

se podría mejorar la medición de aspectos ya evaluados a través de los indicadores existentes,

la mayoría de las empresas omitió esta pregunta, pues no se propusieron indicadores. Sólo un

par de empresas propuso incorporar nuevos temas. Una de ellas estimó medir la percepción de

la calidad del servicio, pero no desde la perspectiva del cliente, sino desde el punto de vista de

la distribuidora (en alusión a la existencia de poblaciones muy conflictivas en que el hurto de

energía eléctrica, entre otros delitos, son la tónica diaria); otra, propuso indicadores a nivel de

clientes ―tales como SAIFI y SAIDI‖.



2.5 ANÁLISIS DE LOS FOCUS GROUPS23

Con el objetivo de complementar y enriquecer el análisis cualitativo llevado a cabo a través de

las entrevistas, se procedió a la realización de dos grupos focales (focus group) con la

finalidad de conocer el sentido y las valoraciones que los usuarios hacen del servicio de

distribución eléctrica que reciben, a partir de su propia experiencia y conocimiento. Los focus

groups se desarrollaron los días viernes 21 y lunes 24 de Febrero del año 2014, con 7 y 8

participantes, respectivamente, provenientes de distintas comunas de la Región Metropolitana.

La selección de la muestra cualitativa se hizo considerando distintos perfiles de usuarios. Los

atributos empleados para definir dicha muestra fueron: comuna de residencia, edad y género,

con el fin de obtener un grupo que permitiera alcanzar niveles óptimos de saturación en la

discusión.

El tópico a tematizar por los usuarios fue el de la calidad del servicio. En una primera parte, se

les pidió a los participantes referirse a qué es lo que entendían por calidad del servicio de

distribución eléctrica, con el fin de conocer los criterios que se emplean a menudo

implícitamente en la evaluación de la calidad de este servicio. Los participantes construyeron

discursivamente su propio concepto de calidad, relevando dimensiones y aspectos en base a su

propia experiencia como usuarios. En una segunda parte, el moderador presentó a los

participantes los indicadores usados actualmente por la Superintendencia de Electricidad y

Combustibles, para medir la calidad del servicio que ofrecen las distintas compañías de

distribución con el fin de que estos los valoraran y propusieran reparos, críticas o

modificaciones.

En los dos focus group realizados, se estableció un concepto de calidad del servicio propuesto

por los propios usuarios a partir de sus experiencias y conocimientos y sobre esta definición,

se realizaron comentarios a la batería de indicadores que emplea la SEC, para evaluar la

calidad del servicio. A continuación se presenta el análisis de ambos grupos focales.

Análisis Grupo Focal Nº 1

La estrategia empleada por el grupo para abordar el tema de la ―calidad en el servicio de

distribución eléctrica‖ fue la de conjugar sus propias experiencias con el servicio, con una

reflexión que hizo explícita las valoraciones y criterios que se usan a la hora de determinar si

el servicio de distribución eléctrica posee altos o bajos niveles de calidad.

En el discurso de los usuarios se identifica dos dimensiones del concepto de calidad. En

primer lugar, se entiende que la empresa brinda un servicio de calidad cuando asegura la

constancia y regularidad del servicio a todos los usuarios. Como un aspecto particularmente

importante en esta dimensión surge el tema de la necesidad de contar con una buena

infraestructura eléctrica, tanto en espacios de uso público como en lugares de trabajo y

hogares. Es importante destacar que en el discurso de los participantes, aparece como un

―deber‖ de las empresas hacerse responsable por todos los aspectos relacionados con la

infraestructura, incluido aquellos que muchas veces se deja en manos de los propios clientes

23

El detalle de los participantes y del desarrollo de los grupos de foco se presenta en Anexo 6.



(cableado de instalaciones eléctricas en hogares o correcto uso de electrodomésticos, entre

otros).

El segundo componente del concepto de calidad es el que se enfoca en la relación que se

establece entre empresas y usuarios. Acá el tópico que aparece con mayor fuerza, con una

carga de sentido crítica y la mayoría de las veces negativa, es el de la atención al cliente, y la

forma que, en general, las empresas de distribución eléctrica tratan a los usuarios. Uno de los

temas que alcanzó mayores niveles de saturación a este respecto fue el de la energía como un

bien altamente monopolizado, lo que en el discurso de los usuarios aparece como un factor

que atenta contra la calidad del servicio. En efecto, desde el punto de vista de los participantes,

la escasa competencia que se percibe entre las distintas empresas distribuidoras de electricidad

en Santiago, conspira contra la calidad del servicio, ya que a los usuarios están obligados a

pagar, independiente de la calidad, dado que se trata de un servicio básico. En esta línea, un

servicio de calidad es aquel que vela por los intereses de los usuarios y los antepone al de las

empresas.

Entre las medidas que deberían adoptar las empresas para ofrecer un servicio de calidad, se

encuentran: disposición a acoger los reclamos; información clara, oportuna y transparente

respecto de los cobros; política de compensaciones claras y efectivas, que beneficien

realmente a los usuarios; trato más amable y personalizado a los clientes. En esta dimensión de

la calidad, aparecen el abuso y la honestidad como los dos extremos para caracterizar a un mal

y un buen servicio, respectivamente. Eso significa que, en opinión de los participantes, las

empresas que ofrecen un mal servicio no sólo estarían teniendo un mal funcionamiento, sino

que estarían abusando de los clientes, percepción que es difícil de cambiar en los usuarios de

no observarse cambios significativos.

Finalmente, respecto a la batería de indicadores presentados, la mayoría de los participantes

declaró no saber sobre la existencia de indicadores para medir la calidad del servicio que

prestan las empresas. Hay una valoración positiva a la existencia de dichos indicadores, pero

se critican por ser demasiado básicos o generales.

Respecto a los indicadores de Compensación, los participantes sugieren incluir un indicador

que señale el tiempo de demora en las compensaciones, y que se incluyan indicadores sobre

dispersión territorial (tener un monitoreo de los sectores en donde se realizan las

compensaciones). Asimismo, se sugiere que los montos de compensaciones deben ponerse en

relación con los daños generados para, de este modo, obtener una información más acabada.

En relación a los indicadores de Facturación, los participantes los valoran positivamente

porque serían un instrumento que permite fiscalizar que el proceso de facturación se realice de

forma correcta. Se valora como especialmente positivo el hecho que existan indicadores que

midan los periodos de facturación irregulares, puesto que este es uno de los mayores

problemas que los usuarios enfrentan. No obstante, hacen falta indicadores que permitan medir

la rapidez y efectividad con que se realiza el proceso de facturación, proceso que según los

participantes es muchas veces confuso, lento y costoso para los propios usuarios.

En el caso de los indicadores de Reclamo, estos resultan insuficientes puesto que sólo se

ajustan a los mecanismos existentes en la actualidad para realizar reclamos. En ese sentido, el



problema no estribaría tanto en los indicadores como en los mecanismos efectivos que existen

para realizar reclamos en la actualidad, de cuyo funcionamiento los indicadores serían

expresión. Como posibles mejoras se sugiere crear indicadores que incentiven una

modernización en el sistema de reclamos, que midan el costo temporal en que incurren los

usuarios al realizar reclamos además de medir que la respuesta no sea sólo oportuna sino que

además resuelva efectivamente las dudas o problemas que dieran origen al reclamo. Cabe

destacar que las sugerencias de mejora a los indicadores de reclamo se realiza sobre el

trasfondo de una discusión en torno a la escasa ―cultura del reclamo‖ en el rubro de los

servicios básicos que existiría en Chile.

Con respecto a los indicadores de Interrupción, en el discurso de los participantes aparece con

fuerza la idea de que más que indicadores de interrupción, se deberían elaborar indicadores

que midan los daños y perjuicios que se producen con las interrupciones, sobre todo con mira

a fortalecer las políticas de compensación. Se asume que en un país como Chile no debería

haber interrupciones del suministro eléctrico porque los usuarios sienten que pagan una alta

cantidad de dinero por él. Lo que debería fortalecerse, por tanto, son indicadores que sirva

para evaluar los daños de los usuarios que se ven afectados directa o indirectamente con las

interrupciones. En este mismo punto, cabe señalar que los participantes elaboran la distinción

entre los daños públicos, que afectan a los participantes en tanto usuario de calles, caminos,

plazas, etc., de los daños que se producen por interrupciones en el espacio doméstico o en el

trabajo. Sería útil que se levantara información específica sobre interrupciones y daños

causados en ambos casos.

Para finalizar, señalar lo que recorre las distintas posiciones de habla de los distintos

participantes es, por una parte, una percepción negativa respecto a la información disponible

sobre cómo se genera, distribuye y factura la electricidad en los distintos ámbitos donde ésta

se utiliza; y por otra, existen altos niveles de desconocimiento respecto a cómo se relacionan

las normativas sobre energía y electricidad en Chile, las instituciones relacionadas (tales como

el Ministerio de Energía, la Subsecretaría, la SEC, o los municipios) y las distintas empresas

que ofrecen el servicio de distribución eléctrica.

Análisis Grupo Focal Nº 2

A la hora de definir qué es lo que se entiende por calidad del servicio en el suministro de

energía, los participantes plantearon tres grandes temas. En primer lugar, se asume que un

concepto básico de calidad en el servicio de energía es aquel que dice relación con su

constancia. En Santiago no habría mayores problemas de esta índole por lo que el concepto de

calidad debería ampliarse y abarcar no sólo constancia en el servicio sino que, además,

ecuanimidad, eso es, que el servicio llegue a todos los sectores y comunas con la misma

regularidad y calidad. En el decir de alguno de los participantes, el servicio de electricidad en

Santiago es desigual, ya que en espacios públicos de ciertas poblaciones baja el amperaje por

las noches, o no se tiene el mismo tiempo de reacción ante reclamos y/o interrupciones.

En segundo lugar, la calidad del servicio se relaciona estrechamente con la infraestructura de

las instalaciones eléctricas, y con la capacidad de las empresas para revisar, mantener, y

fiscalizar que la energía que se entrega llega y es utilizada correctamente por los usuarios.

Aunque no hay completa claridad respecto a qué actor es el que debiera preocuparse de este



aspecto, hay un acuerdo sobre el hecho que parte de la calidad del servicio radica en que los

usuarios cuenten con una infraestructura eléctrica (cables, postes, medidores) pertinente, que

les permita hacer un uso adecuado y eficiente de la energía recibida.

Un tercer aspecto de la calidad subrayado por los participantes, se relaciona con el concepto de

transparencia. Una empresa cuyo servicio es de calidad, tomará las medidas para transparentar

los procesos de facturación, cobro y mantendrá una relación fluida y personalizada con los

usuarios. Calidad, así, es sinónimo de transparencia, honestidad, buen trato y preocupación

porque los usuarios no solo reciban el servicio, sino que entiendan qué están pagando, por qué,

y a quienes se puede recurrir en caso de alguna falla. Esto resulta particularmente importante

en el proceso de facturación y cobro, ya que se instala discursivamente la idea de que nadie

sabe por qué a los usuarios se les cobran las tarifas que se les cobra.

Relacionado con lo anterior, emerge nuevamente el tema de los problemas de calidad que

acarrea la falta de competencia entre las empresas de distribución eléctrica. Se instala el

discurso de que al poseer el ―monopolio‖ del servicio, las empresas gozan de cierta

impunidad, que las llevaría a tener una actitud de desidia respecto a sus clientes. Hay empresas

que castigan a sus clientes, que emplean información poco clara y transparente respecto a los

procedimientos de facturación y cobro, y que no tiene la voluntad de acoger las posibles dudas

que puedan surgir respecto al funcionamiento del sistema eléctrico en general. Calidad, en este

contexto, entonces, aparece como sinónimo de amabilidad, buen trato en el servicio y sobre

todas las cosas, que involucre positivamente a los usuarios en decisiones que se tomen y que

los afecten. En consecuencia, un servicio de calidad es aquel que presta una empresa que está

junto a los clientes y no en contra de ellos.

Existe consenso en el discurso de los hablantes respecto a que un servicio de calidad es un

servicio que se hace cargo de la discusión sobre la matriz energética en Chile, que fomenta e

incentiva prácticas de consumo energético responsable con el medio ambiente, y que incluso

educa a sus clientes sobre el problema de la sustentabilidad de la energía en Chile. En este

contexto, habría que tener en cuenta la distinción que realizan los participantes entre clientes

individuales que reciben el servicio en las casas y usuarios del servicio en espacios públicos.

En este último caso cobra relevancia la políticas de reclamo ya que en general se desconoce a

quien se deben dirigir los usuarios para que se solucione un problema que afecta a una

colectividad, y también las políticas de compensaciones, que en estos casos debieran implicar

no sólo dinero sino que también otros servicios a las comunidades o poblaciones afectadas.

En relación a los indicadores presentados, se valora positivamente que existan, aunque hay un

consenso en que son indicadores muy básicos, que no alcanzan el nivel de detalle adecuado

para fiscalizar en todas sus dimensiones la calidad del servicio. De los indicadores

presentados, los que recibieron una valoración positiva fueron los indicadores de

compensación, y los indicadores de facturación. En general, el discurso de los participantes

sugiere una complejización de este tipo de indicadores, que permita introducir mejoras en

dichos aspectos. Que el proceso de facturación se realice en un lenguaje no técnico, entendible

por todos los usuarios, o que sean los propios usuarios los que puedan informar mediante

internet el estado de sus medidores son las medidas que aparecen con mayor claridad entre los

participantes. En el caso de los indicadores de compensación, en tanto, se sugiere indicadores



de aspectos cualitativos tales como el tipo de usuario afectado y compensado y el modo en

cómo se realiza la compensación.

Finalmente, dado que entre los participantes existe una valoración negativa respecto la calidad

del servicio que se ofrece actualmente en Santiago, en cuanto a atención al cliente,

información y reclamos, los indicadores sobre reclamo aparecen como indicadores muy

básicos que no permitirían reflejar con exactitud la situación que experimentan los usuarios.

Conocer el tipo de reclamo, el tiempo de respuesta, etc., presupone que se ha llevado a cabo

un reclamo, cuando muchas veces lo difícil es conocer cuáles son los canales y las vías para

hacer dichos reclamos. Se sugieren en ese sentido, que se complementen los indicadores de

reclamo con indicadores de información, que den luces sobre cómo la empresa ha comunicado

a sus clientes los canales para efectuar consultas y reclamos. Al mismo tiempo, aparece con

altos niveles de saturación la idea de que se incorporen indicadores de tipo cualitativo que

permitan recoger las evaluaciones que los usuarios hacen de los servicios de atención al

cliente.

Por último, respecto a los indicadores de Interrupción, se valoran pero se sugiere que son

demasiado básicos. Para complejizar dichos indicadores se debiera hacer la distinción por

naturaleza de las interrupciones (si se deben a cortes programados o no), al mismo tiempo que

se debería tener un mapa de las zonas donde se producen interrupciones con mayor frecuencia.

En cualquier caso, se asume que este tipo de indicadores son ―lo mínimo‖ que una empresa

puede tener ya que sin este tipo de indicadores el servicio no funcionaría.

2.6 ANÁLISIS DE LA EXPERIENCIA INTERNACIONAL

En los últimos 30 años, muchos países han pasado por procesos de liberalización y de

desregulación significativos dentro de sus sectores eléctricos.

En general, el proceso de desintegración de sistemas altamente integrados ha implicado pasar

a definir segmentos de la oferta que son monopolios naturales y otros en los que hay

competencia (o al menos un potencial de competencia). Se considera normalmente que tanto

la transmisión como la distribución son monopolios naturales.

Resulta coherente en este marco que se establezca una regulación de estos sectores

monopólicos para garantizar que se cumple con la entrega segura, confiable, de calidad y

eficiente de la electricidad requerida. Esto implica que se busca que se cumpla con un

suministro coherente con las exigencias de los usuarios (consumidores) y con su disposición a

pagar. Sin embargo, esto no siempre se ha logrado pues las exigencias de maximización de

ingreso, entran a menudo en conflicto con el marco regulatorio que busca una mayor

eficiencia, por lo que se ha observado que la reducción de costos va asociada a una menor

calidad de servicio.

Para lograr un adecuado nivel de calidad, junto con la eficiencia y las necesarias utilidades de

las empresas, los reguladores de los países han tendido a aumentar la regulación de calidad de

servicio y al desarrollo de sistemas de monitoreo y los estándares necesarios para alcanzar los

niveles de calidad de servicio adecuados.



La calidad del servicio considera diversas variables (que son importantes para los usuarios),

pero se organizar usualmente en tres categorías (Trhulj J., 2009) que consideran aspectos

comerciales y técnicos (estos últimos subdivididos en dos categorías):

1. Calidad comercial (respuesta de las empresas a sus necesidades y requerimientos).

2. Continuidad (confiabilidad) del suministro.

3. Calidad de la energía eléctrica.

Estas categorías son bastante comunes y compartidas por los diversos países, pero, en la

práctica las definiciones, los contenidos y sus indicadores así como los estándares y métodos

de medición para su aplicación práctica tienen una gran variabilidad. Es decir, un elemento

esencial para que estos conceptos tengan aplicabilidad es que se defina claramente las medidas

que se utilizará en su definición y, en consecuencia, los indicadores asociados.

Este problema fue reconocido por la Unión Europea, por lo cual el consejo de reguladores

europeos (CEER) creó un grupo de trabajo sobre calidad de servicio para intentar una

armonizaciónen materia de indicadores específicos. Este Grupo de Trabajo Sobre Calidad de

la Oferta Eléctrica del CEER ha publicado informes de benchmarking desde el año 2001, que

identifican las principales tendencias en la medición, el monitoreo y regulación de la calidad

de servicio.

Un estudio de Eurelectric24

ha identificado algunos aspectos generales de la aplicación de

estas categorías clave en el nivel internacional25

.

24

Eurelectric (2006). Eurelectric está integrado por la industria eléctrica de 32 miembros plenos (28 miembros de

la Unión Europea, países en proceso de incorporación a la UE y otros países europeos de la OCDE), industrias

Afiliados (en Europa y el Mediterráneo, incluyendo a organizaciones de Rusia y parte del Norte de África), así

como algunos socios internacionales en EEUU, Japón, China y América Latina.

25 El estudio no abarca todos los países, pero recoge información de algunas de las asociaciones mundiales más

importantes relacionadas con el tema. Algunos de los indicadores destacados por el estudio son los siguientes

Tiempo de reacción para intercambio de fusibles (duración temporal entre llamada del consumidor y llegada

del técnico a su hogar

Duración de un corte producto de fallas en la red (intervalo de tiempo ente llamada de consumidor y

reposición al último consumidor).

Aviso oportuno a consumidores de interrupciones planeadas (número de días entre información al consumidor

e interrupción planeada

Tiempo de demora para una cotización para una conexión doméstica estándar (intervalo de tiempo entre la

solicitud del cliente y la llegada de la cotización)

Tiempo de demora de una conexión doméstica estándar (intervalo de tiempo entre orden del consumidor e

instalación completa)

Demora para instalar un medidor intervalo de tiempo entre orden del consumidor y funcionamiento del

medidor)

Demora para desbloquear medidor (intervalo de tiempo entre el pago del consumidor y la habilitación del

servicio)

Demora para reparar/cambiar un medidor (intervalo de tiempo entre requerimiento de los consumidores y la

reparación/cambio del medidor)



Calidad Comercial del Servicio

Esto se relaciona con los niveles y calidad de servicio al consumidor provisto a los usuarios.

Esto se refiere a aspectos ―no técnicos‖, tales como los tiempos de respuestas a las solicitudes

o requerimientos de clientes, lecturas de los medidores, facturas y los tiempos de ejecución de

procesos estandarizados tales como la instalación de un nuevo empalme.

Normalmente, se puede establecer un indicador como un porcentaje de logro de un objetivo.

Los distintos países evalúan distintos tipos de indicadores (el estudio señalado identifica unas

25). El estudio también señala que algunas encuestas muestran que los aspectos comerciales

son más importantes para los hogares que los aspectos técnicos (la disponibilidad de

información y los tiempos de respuesta son clave).

Continuidad del Suministro

Esta dimensión se refiere a la disponibilidad de electricidad para los consumidores y

generalmente se mide en términos de indisponibilidad de suministro. La continuidad del

suministro considera dos dimensiones: número de fallas y su duración. Por lo general, solo se

considera interrupciones que duran más de tres minutos, si bien es posible que se mida

interrupciones más breves.

En la práctica se debe distinguir entre el sistema afectado y el consumidor afectado, ya que a

menudo hay mediciones de ambos. Las mediciones de no disponibilidad más típicas son:

número de fallas anuales (relativas a consumidores o sistemas) y la duración promedio de

fallas (relativas a consumidores o sistemas).

En general, el producto resultante de la frecuencia de las fallas y la duración de la falla

describe la indisponibilidad. La medición puede hacerse en términos de electricidad (kWh) no

provista, número de consumidores afectados o capacidad instalada de transformadores

afectada. La elección de una u otra de estas medidas enfoca la atención en función de la

unidad de medición: al considerar el número de clientes se enfoca en los hogares y al hacerlo

sobre electricidad se enfoca en los grandes consumidores.

Se puede considerar tanto las interrupciones planificadas y no planificadas, aunque su impacto

es distinto y generalmente el énfasis está en las no planificadas.

Calidad de la Energía Eléctrica

Es también conocida como calidad del voltaje y considera amplitud y frecuencia de voltaje así

como la forma de la onda. Una energía eléctrica de buena calidad se refiere a un suministro a

los equipos y dispositivos con las características y condiciones adecuadas que les permita a los

Tiempo de reacción frente a reclamos o consultas de los consumidores (intervalo de tiempo entre primer

llamado o carta y respuesta de la empresa)

Tiempos de espera en call center (intervalo de tiempo entre primeras señales del call center y una bienvenida

del funcionario)



equipos mantener su continuidad de funcionamiento sin que se afecte su desempeño ni

provoque fallas a sus componentes.

La calidad de la energía eléctrica considera diversas variaciones posibles respecto a un

―óptimo‖, tales como: variaciones breves o extendidas de voltaje, distorsiones y sobrecargas

temporales.

A partir de esta visión global de las variables de calidad de servicio, el estudio señalado sobre

la experiencia internacional ha identificado algunos aspectos importantes a considerar:26

a) Se requiere definiciones precisas de calidad, tanto en aspectos técnicos como

comerciales. En consecuencia, se debe definir y medir variables descriptivas claras

para estos temas.

b) La calidad del servicio no es algo que se pueda ―solucionar‖ en un corto plazo; es un

proceso de mejora. Se requiere mejorando la información para mejoras futuras.

c) La calidad del suministro exige inversiones y el uso eficiente de los recursos

disponibles. Eso exige disponibilidad de recursos suficientes para que se puede

invertir en calidad de servicio.

Los indicadores desarrollados permiten varios tipos de acciones a los reguladores. Se distingue

cuatro tipos de acción posible relacionadas con los indicadores:

1. Publicación de resultados

2. Fijación de estándares mínimos de calidad

3. Incentivos a la calidad de servicio (premios y castigos)

4. Contratos para Calidad Superior (Premium Quality Standards)

El aspecto más relevante de lo anterior, es que el tipo de indicadores, su conceptualización y

medición, en un sistema determinado, se relaciona estrechamente, por lo tanto, con el tipo de

uso que se le quiere dar a dichos indicadores.

La publicación de resultados tiene un objetivo esencialmente informativo, para orientar

acciones de los fiscalizadores y a los consumidores y para identificar cursos de acción. La

fijación de estándares mínimos permite especificar los objetivos deseados y permitir a las

empresas ir más allá de las exigencias mínimas. Se establece penalizaciones en caso de no

cumplir.

Los incentivos de calidad de servicio con premios y castigos consideran a los estándares como

el nivel ―promedio‖ de servicio esperado: se puede penalizar si se está por debajo y premiar si

se cumple más allá del estándar. Este mecanismo, genera más incentivos para mejorar la

26

Como se verá un poco más adelante, estas observaciones son concordantes con las observaciones de otros

estudios sobre regulación de calidad de servicio.



calidad y permita ir ajustando estas variables de manera progresiva, ya que recoge más

información.

Los contratos para calidad superior, se establecen generalmente entre consumidores con

―necesidades especiales‖ y las empresas eléctricas. Hay acuerdos y pagos asociados

específicos entre los consumidores y las empresas en función del cumplimiento de esos

estándares superiores.

En general, la tendencia internacional es a incluir mayores niveles de incentivos para mejorar

la calidad (mecanismos financieros para premiar a las empresas por un nivel de calidad

superior y penalizarlas por uno inferior a lo definido), por lo que los indicadores utilizados se

orientan en esa dirección. En Europa en particular se observa la tendencia a introducir

regulaciones de calidad basadas en incentivos concordantes con regulaciones generales de

precios basados en incentivos.

Respecto a estos ajustes regulatorios, la experiencia internacional (ECRB, 2009a) sugiere una

aproximación gradual a mejoras regulatorias en calidad de servicio.

Se considera recomendable introducir inicialmente sólo unos pocos aspectos de la calidad de

servicio dentro de la regulación. Específicamente, aparece recomendable comenzar con los

instrumentos más claros y simples y progresivamente incluir instrumentos más complejos.

Esto también resultaría lógicamente aplicable a las mediciones de calidad.

Desde la perspectiva de los procedimientos, dicha experiencia sugiere aplicar algunos

procedimientos adicionales:

a) Elaborar instrucciones y guías claras sobre los mecanismos de recolección de

información antes de intervenir sobre variables específicas.

b) Consulta con todos los agentes interesados así como encuestas a consumidores para

conocer ámbitos de interés potencial.

c) Evaluar si los instrumentos regulatorios aportan los resultados deseados.

Esto es concordante con ciertas lecciones fundamentales (ECRB, 200)b) sobre las

características de modelos regulatorios exitosos:

1. Equidad y simplicidad. Reglas claras sobre recolección de información.

2. Aproximación gradual a los objetivos. Eso permite enfrentar la naturaleza

multidimensional de la calidad de servicio de manera eficaz y eficiente.

3. Revisión periódica de los instrumentos regulatorios (es decir, la regulación de la

calidad es más un ―proceso‖ que una ―solución‖). Permite construir sobre resultados

reales y mejoras progresivas.

4. Diálogo permanente con los actores: regulador, regulado, consumidores (de todos los

tipos)



Las siguientes secciones presentan algunos aspectos seleccionados de las prácticas sobre

indicadores de calidad de servicio en cuatro países: Australia, España, Estados Unidos

(enfocado en el estado de California) y Reino Unido. Se incorpora los aspecto más destacados

de las diversas regulaciones para ilustrar sus aspectos centrales en lo que se relaciona con el

presente estudio, sin describir en detalle cada una.

2.6.1 Australia

Australia es un país que posee un sistema federal, en el cual los estados actúan de manera más

o menos independiente en cuanto a su desarrollo eléctrico. La evolución específica de los

sistemas de los estados responde, por lo tanto, a sus condiciones particulares. No obstante, se

observa ciertos patrones comunes de desarrollo. Así, a partir de los años noventa se comenzó

a avanzar hacia un sistema liberalizado desde el sistema altamente concentrado e integrado

que prevaleció después de la segunda guerra mundial.

En general se ha avanzado hacia la separación de las generadoras en varias empresas, la

separación de los diversos segmentos y el establecimiento de un sistema regulador, aunque los

avances varían entre estados.

En Australia, las distribuidoras se encargan de la infraestructura de distribución de

electricidad, pero no comercializan la electricidad (si bien existe en algunos estados empresas

que hacen ambas labores aunque manteniendo una separación operacional). Hay 16 redes

principales de distribución, las cuales actúan como monopolios dentro de un territorio

determinado, y algunas empresas menores. Hay empresas de distribución tanto de propiedad

privada como pública.

Se considera que la distribución es un monopolio natural bajo la Ley Eléctrica Nacional, por lo

cual son sujetos de regulación. Desde el 2008, el Regulador Australiano de Energía

(Australian Energy Regulator - AER) tomó responsabilidad por la regulación económica de la

distribución que previamente era responsabilidad de los estados y territorios, aunque con un

proceso de transición.

El Foro de Regulación de los Servicios de Utilidad Pública (Utility Regulators Forum -

URF)27

, acordó generar un conjunto de requerimiento de reportes aplicables a nivel nacional

para la industria eléctrica. El Comité Permanente Sobre Requerimientos de Reportes

Regulatorios (Standing Committee on National Regulatory Reporting Requirements) definió

medidas estándares a reportar por todos los distribuidores en tres ámbitos:

1. Confiabilidad. Se refiere a las interrupciones resultantes del sistema de distribución,

planificadas o no planificadas (con foco en las no planificadas).

2. Calidad del suministro (de la energía). Aunque a veces que considera que la calidad de

la energía incluye interrupciones, normalmente se entiende la calidad como variaciones

en torno a las características normales del suministro que pueden afectar la experiencia

del cliente o sus artefactos.

27

Asociación nacional que coordina a los reguladores territoriales



3. Servicio al Cliente. Se refiere a la manera en que la empresa enfrenta problemas

consultas y solicitudes de los clientes.

Indicadores y Regulación

Confiabilidad

Las variables claves consideradas son el número de interrupciones y su duración.

− SAIDI (System Average Interruption Duration Index): Tiempo total de interrupción

por período promediado sobre la base de consumidores.

− SAIFI (System Average Interruption Frequency Index): Número total de

interrupciones por período promediado sobre la base de consumidores28

.

También se puede estimar la duración promedio de las interrupciones promedio (Customer

Average Interruption Duration Index - CAIDI) dividiendo SAIDI por SAIFI.

Se considera que los sectores urbanos centrales son más confiables que las áreas remotas

(dado el número de interconexiones), por eso se reporta para alimentadores centrales,

alimentadores urbanos, alimentadores rurales cortos (menos de 200 km), y alimentadores

rurales largos (más de 200 km).

En el caso de la regulación del territorio de Australia del Sur, estos indicadores se usan en el

marco de un esquema de incentivos simétricos. Se le permite a la distribuidora aumentar o

reducir su ingreso en función de cinco indicadores, entre los cuales están SAIDI, SAIFI y

CAIDI además del tiempo para restablecer el servicio a nos menos del 80% de los

consumidores afectados29

. Estos indicadores se calculan para los tipos de alimentadores

descritos y también para una categoría que considera los peores 40 alimentadores (según el

número de interrupciones). Para cada categoría se establece metas específicas, según se ve en

el ejemplo a continuación para SAIDI y SAIFI.

Cuadro 24: Metas de SAIDI y SAIFI para el periodo regulatorio 2005-2010

Localidad SAIDI

(minutos) SAIFI (N°)

Zona Central de Adelaida 25 0,3

Áreas Metropolitanas Principales 115 1,4

Barossa/Mid-North &PenínsulaYorke /Riverland/Murrayland 240 2,1

Eastern Hills/Fleurieu Peninsula 350 3,3

Upper North & Eyre Peninsula 370 2,5

South East 330 2,7

Isla Kangoroo 450 N/D

Fuente: Engineroom Infrastructure Consulting Pty Ltd (2012):

28

Las interrupciones consideradas normalmente son las que exceden un minuto. Las interrupciones inferiores a

un minute conocidas como ―momentáneas‖ también se calculan en un índice (Momentary Average Interruption

Frequency Index - MAFI) pero se excluyen de los valores de SAIDI y SAIFI. 29

Además, se considera el costo de operación por cliente.



En estos casos, las distribuidoras reciben puntos por sus resultados relativos a la meta. En el

período regulatorio hasta el 2005, los ajustes se hicieron considerando $300.000 por punto.

Calidad de Energía Eléctrica

Para el período regulatorio 2005-2010, las metas para el territorio de Australia del Sur hicieron

referencia, pudiendo existir sanciones por incumplimiento:

Voltaje

Fluctuaciones de Voltaje

Distorsiones Armónicas

Factor de Desequilibrio de Voltaje

Interferencias menores de los límites establecidos en AS/NZS 61000 Parte3.5

Todas estas variables tienen estándares definidos en la normativa técnica que deben ser

cumplidos.

Servicio al Consumidor

El Sistema nacional de reporte de calidad considera los siguientes aspectos (indicadores) a

registrar:

Resultados del call center de la distribuidora (velocidad de respuesta, número de

abandonos por demora)

Puntualidad en las citas

Conexiones a tiempo

Mantención de alumbrado público(tiempo medio de reparación y demoras)

Pagos por incumplimiento de estándares garantizados

Aviso oportuno de interrupciones planificadas

Reclamos (número de reclamos por categoría y tiempo promedio de solución).

2.6.2 España

Hasta fines de los años noventa, el sector eléctrico español estaba concentrado en empresas

caracterizadas por una importante concentración vertical, y que ejercían monopolio en las

distintas regiones españolas.

La Ley 54/1997 del Sector Eléctrico, estableció la separación entre las actividades reguladas

(transporte y distribución) y las no reguladas (producción y comercialización), debiendo las

empresas eléctricas separar contable y jurídicamente dichas actividades. Si bien las

actividades no reguladas se desarrollan de manera libre, están sometidas a autorización

administrativa.

La distribución de electricidad es una actividad regulada por el Estado de España bajo la ley

54/1997 del Sector Eléctrico. Allí se establece que las empresas distribuidores perciban una

retribución anual definida a nivel estatal y regula la calidad del suministro eléctrico bajo



índices objetivos de calidad de servicio, obligando a las empresas de distribución a disponer

de un sistema de registro de incidencias (tiempo y número de interrupciones por zona).

El Ministerio de Energía, Industria y Turismo de España es el órgano encargado de las

políticas de energía y define la calidad de servicio como un conjunto de características,

técnicas y comerciales relacionadas con la continuidad del suministro, calidad del producto, y

calidad en la atención y relación con el cliente.

El regulador principal del sistema es la Comisión Nacional de Energía, el cual tiene amplias

funciones (también actúa como órgano consultivo en materia energética tanto de la

Administración General del Estado como de las Comunidades Autónomas).La Comisión

Nacional de Energía tiene funciones reglamentarias, de planificación, de tarificación y de

fiscalización y sanción, entre otras. Dentro de las labores de fiscalización, se incluye la

calidad del servicio.

La regulación de calidad del servicio determinada por la Administración General del Estado,

está determinada por un sistema de estándares mínimos para variables de continuidad del

suministro y calidad de la energía eléctrica30

. En estos casos, el no cumplimiento de estos

estándares puede llevar a sanciones administrativas o pagos a los consumidores. La calidad de

servicio es medida y se ha intentado establecer una serie de estándares mínimos.

Indicadores y su Regulación

Continuidad del suministro

La continuidad del suministro se mide en relación al número y duración de las interrupciones

(sólo se contabiliza interrupciones ―largas‖, es decir, de duración superior a 3 minutos)31

.

Una interrupción puede ser imprevista o programada (en este último caso se requiere además

la autorización administrativa previa y debe avisarse con al menos 24 horas de antelación).

Se exige registrar antecedentes para dos indicadores clave: el Tiempo de Interrupción

Equivalente de la Potencia Instalada (TIEPI) en media tensión32

y el Número de interrupciones

Equivalente de Potencia Instalada (NIEPI) en media tensión. Estas variables son definidas a

continuación:

donde:

i=1 ∑nP: suma de la potencia instalada de los centros de transformación de media y baja tensión del distribuidor

más la potencia contratada en media tensión (kVA).

30

Las Comunidades Autónomas pueden exigir estándares mayores, aunque no está resuelto el tema de la

retribución por el cumplimiento de los estándares. 31

Se entiende por interrupción cuando la tensión no supera el 10% de la tensión nominal de la red. 32

Media tensión: 1 kV< V <36 kV.

1

1

k

i i

i

n

i

i

PH

TIEPI

P



Pi: potencia instalada de los centros de transformación de media y baja tensión del distribuidor, más la potencia

contratada en media tensión, afectada por la interrupción i-ésima de duración Hi (kVA).

Hi: tiempo de interrupción del suministro que afecta a la potencia Pi, en horas.

k: número total de interrupciones durante el período considerado.

donde:

i=1 ∑n Pi: suma de la potencia instalada de los centros de transformación de media y baja tensión del distribuidor

más la potencia contratada en media tensión(kVA).

Pi: potencia instalada de los centros de transformación de media y baja tensión del distribuidor, más la potencia

contratada en media tensión, afectada por la interrupción i-ésima de duración Hi (kVA).

Hi: tiempo de interrupción del suministro que afecta a la potencia Pi, en horas.

k: número total de interrupciones durante el período considerado.

La legislación española establece límites de calidad individual y zonal33

anuales para los

valores del TIEPI y del NIEPI, teniendo en cuenta únicamente las interrupciones imprevistas34.

Respecto a los límites de calidad individual cada distribuidor está obligado a cumplir los

siguientes límites:

Cuadro 25: Estándares mínimos (Límites) de calidad de continuidad de suministro

individual

TIEPI (horas)

NIEPI (número)

Clientes en Media

Tensión (entre 1 kV y

36 kV)

Zona urbana 3,5 7

Zona semiurbana 7 11

Zona rural concentrada 11 14

Zona rural dispersa 15 19

Clientes en Baja

Tensión (menor o

igual a 1 kV)

Zona urbana 5 10

Zona semiurbana 9 13

Zona rural concentrada 14 16

Zona rural dispersa 19 22

Fuente: Tomado del Real Decreto 1634/2006 Ministerio de Industria Turismo y Comercio.

33

Referida a una determinada zona geográfica, atendida por un único distribuidor. Una zona urbana considera

una población superior a 20.000 personas; una semiurbana una población de entre 2.000 y 20.000; una rural

concentrada considera zonas de hasta 2.000 habitantes y más de 200; mientas que las rurales tienen menos de

200 personas 34

Estas son las interrupciones no programadas por la empresa distribuidora y por lo tanto que no fueron

comunicadas con anterioridad a los consumidores.

1

1

k

i

i

n

i

i

P

NIEPI

P



A los clientes de tensión superior a 36 kV se les aplica el límite de zona urbana de media

tensión, independiente de su localización. Por otra parte, las empresas pueden pactar

libremente una calidad en continuidad de servicio superior al regulado.

El no cumplimiento de estos estándares mínimos conlleva una compensación en la cuenta de

los clientes que se encuentra formalmente regulada. Se observa que no están reguladas las

interrupciones ―cortas‖ (menos de tres minutos).

Adicionalmente, cada distribuidor está obligado a mantener límites de calidad zonal. Estos

están definidos sobre la base del percentil 80 del TIEPI y el NIEPI (es decir, el valor que no es

superado por el 80 % de los municipios del ámbito provincial definidos dentro de cada tipo de

zona).

Ningún municipio deberá superar el valor del percentil 80 del TIEPI durante más de dos años

consecutivos. En caso de ocurrir esto, la empresa debe elaborar un programa de cumplimiento

y presentarlo a la autoridad competente. En caso de no elaborar o no cumplir dicho programa

la empresa se arriesga a sanciones administrativas.

Calidad de la energía eléctrica35

La calidad de la energía eléctrica debe sigue los criterios establecidos en una normativa

técnica para media y baja tensión (UNE-EN 5O.160 de 2011, adaptación de una norma

Europea, en que también se indica conceptos técnicos referidos a continuidad del servicio),

que vela por que no se produzcan perturbaciones en los parámetros de la onda: frecuencia,

amplitud, forma de onda y simetría entre fases. Sin embargo, estos parámetros son regulados

a nivel general y no individual36

.

Asociados a estos estándares pueden existir sanciones administrativas.

Calidad de la atención al consumidor

La calidad de la atención y relación con el consumidor se refieren a un conjunto de

características comerciales relativas al consumidor como información, asesoramiento,

contratación, comunicación y reclamos. Estas variables se miden, pero no existe estándares

mínimos.

Ha habido iniciativas de ley, aun no concretadas, para obligar a las empresas a disponer de un

sistema eficaz para facilitar información, atender y resolver las quejas y reclamaciones

ágilmente, así como para fijar un plazo máximo de un mes para resolver reclamos de sus

clientes, que la atención telefónica sea gratuita, ágil y personalizada y que el servicio de

atención al cliente proporcione ingresos adicionales a la empresa a costa del usuario o sea

utilizado para ofrecer otros productos al cliente.

35

También denominada ―calidad del producto‖. 36

La propia norma indica que ella ―describe los límites entre los que se espera que se mantengan las

características de tensión en toda la red general de distribución, y no describe la situación típica que

normalmente encuentra un usuario individual de la red‖.



Algunas variables que se usa como indicadores de calidad y que están reguladas son:

− Procedimiento de interrupciones programadas.

− Plazo de elaboración presupuestos para nuevos suministros.

− Plazo de ejecución de instalaciones para nuevos suministros.

− Plazo de instalación del medidor.

− Atención de reclamos sobre medida consumo, facturas y cortes indebidos.

− Enganche después de corte por impago.

− Ejecución indebida de corte por impago.

2.6.3 Estados Unidos – California

La legislación norteamericana establece que algunos aspectos son materia de regulación

nacional (federal) y otras son de regulación de estado. En general, el Estado Federal sólo se

involucra cuando hay transacciones que implican a más de un Estado, por lo que los

reguladores nacionales tales como la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) así

como la Environmental Protection Agency (para temas ambientales) y otras como el Bureau of

Land Management (en asuntos de uso de tierras) actúan en la transmisión pero también en

ventas al por mayor y ciertos tipos de instalaciones.

Las regulaciones del estado ocurren en la distribución de bajo voltaje (y en consecuencia en la

calidad del servicio) así como en los servicios provistos por las operadoras privadas (y en

ocasiones, las operadoras públicas)

El Estado de California tuvo una larga historia con tres grandes proveedores de energía

eléctrica (Southern California Edison, San Diego Gas & Electric y Pacific Gas & Electric) y

un gran número de pequeños proveedores (de propiedad pública o cooperativa) que

representaban en torno a un cuarto de las ventas. El regulador de California es la California

Public Utilities Commission (CPUC)37

.

Desde la década de los noventa, se inició un proceso de desintegración vertical y de

liberalización de mercado competitivo que generó un conjunto de nuevos actores y roles

dentro del sistema: entre otras cosas, se admitió la competencia en la distribución. Sin

embargo, el proceso coincidió con cambios significativos en la evolución económica del

Estado de California que generaron significativos problemas a las empresas y conflictos con el

regulador, lo que afectó el desarrollo del sistema.

La calidad de servicio ha sido un tema de preocupación en varios estados de los EEUU con lo

cual se ha tendido a modificar los mecanismos regulatorios. Algunos reguladores de estados

han ejercido acciones contra empresas basados en el argumento de una mala calidad de

servicio. La revisión de la experiencia norteamericana es que se debe diseñar mecanismos

específicos para mantener la calidad y no sólo confiar en la supervisión tradicional (Alexander

1996).

37

Históricamente, el regulador supervisaba básicamente sólo la acción de los operadores privados.



De ese modo, se ha incorporado la calidad de servicio dentro de un conjunto de incentivos

asociados a la tarifa (performance–based rate making - PBR). De ese modo, se ha incorporado

mecanismos de incentivos en ámbitos como contactos con los consumidores, satisfacción de

los consumidores, fallas y seguridad de los trabajadores (Meyrick & Associates, 2002a).

En el estado de California se ha usado formas de PBR desde hace años para diversos aspectos

del servicio incluyendo seguridad38

. Se revisará un caso de PBR con sus indicadores e

incentivos asociados.

Indicadores y Regulación

En el caso de California, el PBR de San Diego Gas and Electric (SDG&E), se reconoce a

menudo (Meyrick & Associates, 2002b) como uno de los más avanzados sistemas de PBR en

los EEUU. Sus características principales se resumen en el siguiente Cuadro39

:

Cuadro 26: Resumen esquemático de PBR de San Diego Gas and Electric

Ámbito Indicador Benchmark Rango

“Muerto”a

Rango

“Vivo”a

Unidad

Relevante

Incentivo

(MUS$)

Incentivo

Máximo

(MMUS$)

Seguridad OSHAb 8,8 ±0,20 ±1,20 0,01 25 ±3

Confiabilidad40

SAIDIc 52 min 0 ±15 1,00 250 ±3,75

SAIFId 0,90 fallas 0 ±0,15 0,01 250 ±3,75

MAIFIe 1,28 fallas 0 ±0,30 0,015 50 ±1

Satisfacción

del Cliente

Muy

Satisfecho 92,5% ±0,5% ±2,0% 0,1% 75 ±1,5

Respuesta del

Call Centre

Respuesta

en 60 seg. 80% 0 ±15% 0 0,1% 10 ±1,5

a. Rango ―muerto‖: rango dentro del cual no hay incentivo/Rango ―vivo‖: rango en el cual hay incentivo. b. Occupational Safety and Health Administration Frequency standard (estándar de administración de seguridad y salud)

c. System Average Interruption Duration Index: mide el número total de minutos que un cliente (en promedio) estuvo sin

servicio eléctrico durante el año (excluye interrupciones de menos de un minuto).

d. System Average Interruption Frequency Index: mide el número de veces que un cliente (en promedio) estuvo sin servicio

eléctrico durante el año (excluye interrupciones de menos de un minuto).

e. Momentary Average Interruption Frequency Index: mide el número de fallas momentáneas (menos de un minuto) al año

Se puede destacar varios puntos de este esquema:

− Es un esquema simétrico (penalidades y premios son ―equivalentes‖). Esto es bien

visto por las empresas, pero no siempre por los clientes (Meyrick & Associates (2011c)

− Hay un rango ―muerto‖ en algunos indicadores, dentro de los cuales no hay efecto de

incentivo y un máximo a los incentivos. Esto es una manera de ajustar por

38

El origen de esta iniciativa fue una la explosión de un ducto de Pacific Gas and Electric el año 2010. 39

CPUC (1999); citado en Meyrick & Associates (2011) 40

Dividiendo el SAIDI por el SAIFI, se obtiene la duración promedio de cada interrupción, lo cual puede ser otro

índice relevante.



incertidumbre en los resultados y evitar el riesgo de situaciones ―extremas‖ pero

puntuales.

− El esquema permite seleccionar aquellos aspectos más importantes para los clientes y

diferencia en orden de importancia. En este caso, por ejemplo, se considera las

respuestas a los call-centre como algo importante, pero con una importancia

relativamente menor. Se debe notar que el 60% del incentivo máximo tiene que ver

con confiabilidad.

2.6.4 Reino Unido

En los años ochenta se inició un proceso de liberalización y de desregulación de la industria

eléctrica que había sido nacionalizada durante los cincuenta. A partir de los ochenta se dio

espacio para que actores privados participaran en el sistema eléctrico, pero fue a principios de

los noventa que se gestó la completa privatización con la creación de un regulador

independiente (rol que cumple actualmente la Oficina de Mercados Eléctricos y de Gas (Office

of Gas and Electricity Markets - OFGEM).

La OFGEM es un departamento gubernamental no ministerial y un ente regulador

independiente, cuyo principal objetivo es proteger los intereses de los consumidores de gas y

electricidad. La OFGEM se encuentra bajo la dirección de la Autoridad de Gas y Mercado

Eléctrico (Gas and Electricity Markets Authority - GEMA), la cual define las estrategias y

toma decisiones sobre una amplia gama de asuntos regulatorios, incluyendo el control de

precio41

.

Se llevó adelante una progresiva separación vertical de la industria, con lo cual se han

establecido un conjunto de Operadores de Redes de Distribución (Distribution Network

Operator - DNO). Actualmente hay 14 operadores con licencia de distribución eléctrica

(DNOs) y seis operadores de red de distribución independiente que dirigen redes más

pequeñas (Independent Distribution Network Operators – IDNOs).

Las redes de distribución operan como monopolios naturales, los cuales son regulados por la

OFGEM, la cual fija precios por un periodo de 5 años y determina los ingresos de cada

operador de la red de distribución de electricidad para proteger a los consumidores de posibles

abusos del poder monopólico. Este control de precio también garantiza la prestación de una

capacidad de red adecuada, seguridad, fiabilidad y calidad del servicio.

Los DNOS dentro de la asociación gremial de redes tienen un grupo denominado Grupo de

Operaciones Comerciales42

(Commercial Operations Group - COG)para representar los

intereses de los DNOs en el cumplimiento de sus obligaciones y mejorar los servicios

comerciales y contractuales prestados a los usuarios de la red. Su objetivo es maximizar la

41

A partir de un conjunto de medidas establecidas en el Gas Act 1986, el Electricity Act 1989, el Utilities Act

2000, el Competition Act 1998 y el Enterprise Act 2002. 42

Este grupo se ocupa de temas como conexiones eléctricas, acuerdos eléctricos, mantención de las metodologías

de cobros de distribución, acuerdos de conexión de distribución y acuerdos de uso del sistema, entre otros

temas no comerciales.



transparencia y la equidad para todos los usuarios de la red sin afectar las reglas de

competencia.

La OFGEM utiliza actualmente una serie de indicadores para medir el desempeño de los

DNOS. De acuerdo al reporte de calidad de servicio de distribución eléctrica se considera las

siguientes áreas: fiabilidad y disponibilidad y satisfacción del cliente. Hasta el año 2000, la

calidad de servicio en Gran Bretaña era regulada por estándares mínimos de calidad para

clientes individuales, que les dan derecho a los clientes a ser compensados en caso de

incumplimiento, y estándares de sistema para las empresas. Inicialmente, había 10 estándares

mínimos y se añadió uno el año 1998.

Se ha avanzado progresivamente hacia un sistema de incentivos de calidad de servicio, con

pagos a los consumidores por incumplimiento de ciertos estándares mínimos y con un

esquema de penalidades/premios en otras variables. Las metas para cada DNO son

individuales y los premios/cargos por desviación también lo son. Para evitar poner en riesgo

la viabilidad financiera de las empresas, se establece límites a ciertos incentivos.

Las variables consideradas en la calidad de servicio son: continuidad del servicio

(interrupciones), estándares garantizados, calidad de servicio telefónico y algunas variables

discrecionales. Como se señaló, todas tienen medición y algún tipo de objetivo con

implicancias financieras que han tendido a volverse más exigentes en el tiempo.

Indicadores y su Regulación

Continuidad de servicio (confiabilidad y disponibilidad)

En el Reino Unido los aspectos más importantes de la regulación de calidad son la

disponibilidad de servicio (interrupciones de suministro) y la confiabilidad del servicio

(duración de las interrupciones). Por lo anterior, se mide las interrupciones a los clientes

(Customer Interruptions -CI) y los minutos perdidos (Customer Minutes Lost - CML). Un

mejor servicio de distribución eléctrica tendrá un menor número de interrupciones y de una

menor duración. Se define el CI como el número promedio de interrupciones experimentadas

por 100 clientes (interrupciones que excedan tres minutos) y el CML es el número de minutos

de abastecimiento perdido (por cliente conectado).

Los indicadores CI y CML se utilizan para evaluar el desempeño de los DNOS. Como cada

DNOS tiene sus propios objetivos en relación a los indicadores de CI y CML, el plan de

Incentivos de Interrupción (Interruption Incentive Scheme - ISS)evalúa el desempeño de cada

DNOS a partir del cumplimiento de dichos objetivos, estableciendo recompensas o sanciones

de acuerdo a cada caso. Este mecanismo requiere estudios específicos de detalle (se fija

metas individuales de CI y CML por compañía) y ajustes en el tiempo. En efecto, puede

verse como varió el sistema de incentivos entre dos procesos de revisión de precios (el tercer

proceso de revisión de precios (1995/99-2004/05) y el cuarto proceso de revisión de precios

(2005/06-2009/10).



Cuadro 27: Esquema de incentivos para continuidad de servicio (3er y 4° Proceso de

Revisión de Precios)

Componente

Tercer Proceso de

Revisión de

Precios

Cuarto Proceso de

Revisión de

Precios

Duración de las Interrupciones +/-1,25% +/-1,8%

Número de Interrupciones +/-0,5% +/-1,2%

Fuente: Jamasb y Pollit (2007), p.31

Considerando los objetivos distintos de las DNO, se tendrá resultados y penalidades/premios

muy distinto. A continuación, y a modo de ilustración, se presenta una descripción de las

penalidades y objetivos para algunas DNO seleccionadas en el período 2010-11:

Cuadro 28: Metas e incentivos en DNOs seleccionadas (2010 -2011)

CI CMI

DNO Meta Resultado

Premio

/Penalidad

(MM£)

Meta Resultado

Premio

/Penalidad

(MM£)

WMID 109,9 102,2 0,8 97,0 89,5 3,0

S Wales 79,5 58,4 1,1 44,6 32,4 2,2

LPN 33,4 24,4 2,7 41,0 42,4 -0,5

EPN 76,1 86,0 -1,6 71,1 72,4 -0,8

Promedio Gran

Bretaña 0,7 2,5

Fuente: Electricity Distribution Annual Report for 2010-11

Servicio al cliente

Dentro de los indicadores de servicio al cliente, algunos son de estándar garantizado; es decir,

son garantizados para los clientes, independiente del distribuidor responsable. En este caso,

la compensación está dirigida al cliente directamente.

Cuadro 29: Estándares garantizados de distribución

Servicio Nivel de Calidad Esperado Penalidad por

Incumplimiento

Respuesta a falla de

Fusible Distribuidor

Responder dentro de 3 horas en día hábil

(al menos) entre 7 am y 7 pm y dentro

de cuatro horas en otros días (al menos)

entre 9 am y 5 pm

£20 por cliente(doméstico o no

doméstico)

Restauración de

Suministro:

Condiciones Normales

Suministro debe ser repuesto dentro de

18 horas

£50 para clientes domésticos y

£100 para clientes no

domésticos, más £25 por cada

12 horas adicionales

*Restauración de

Suministro:

Interrupciones Múltiples

Menos de cuatro interrupciones de

menos de 3 horas en un año (1 Abril – 31

Marzo)


doméstico)

Estimación de costos de

conexión

5 días hábiles para un Trabajo simple y

15 días hábiles para uno significativo


doméstico)

*Aviso de interrupción

planificada de servicio

Aviso con al menos 2 días de antelación £20 por cliente(doméstico o no

doméstico)



Servicio Nivel de Calidad Esperado Penalidad por

Incumplimiento

Investigación de reclamos

sobre voltaje

Visita al cliente dentro de 7días hábiles o

envío de una explicación sobre razón

probable dentro de 5 días hábiles


doméstico)

Fijar y mantener una cita Las compañías deben ofrecer y mantener

una cita con el cliente, por iniciativa

propia o si este lo solicita


doméstico)

Pagos adeudados según

los estándares

Los pagos deben ser realizados dentro de

10 días hábiles


doméstico)

*Restauración del

servicio: condiciones

climáticas severas de

categoría 1

El servicio debe ser reestablecido dentro

de 24 horas

£25para clientes domésticos y

no domésticos, más £25 por

cada 12 horas adicionales con

un tope de £200 por cliente

*Restauración del



categoría 2


de 48 horas





*Restauración del



categoría 3

El servicio debe ser reestablecido en un

período calculado según una fórmula





*Restauración del

servicio: Islas y

Highlands


de 18 horas

£50 para clientes domésticos y

£100 para clientes no

domésticos, más £25 por cada

12 horas adicionales

* Los clientes deben solicitar el pago para estos estándares; los demás pagos son automáticos Fuente: Jamasb y Pollit (2007), p.32

Un tipo particular de indicador de servicio al cliente, se refiere a la satisfacción derivados del

servicio de la atención telefónica, la cual es medida con encuestas anuales. En este caso, los

DNOs tienen metas específicas a cada y uno son recompensados o sancionados en función de

su resultado específico anual según se ve en la siguiente tabla. A continuación, se muestra los

valores para los incentivos en dos procesos de revisión de precios (el tercer proceso de

revisión de precios (1995/99-2004/05) y el cuarto proceso de revisión de precios (2005/06-

2009/10).

Cuadro 30: Indicadores de calidad de atención telefónica (3er y 4° Proceso de Revisión de

Precios)

Componente Tercer Proceso de

Revisión de Precios

Cuarto Proceso de

Revisión de Precios

Calidad de la Respuesta Telefónica +/- 0,125% +0,05% to -0,25%

Calidad de la Respuesta Telefónica en

condiciones de tormenta

+/- 0,125% 0 inicialmente

+/-0,25% por 3 años

Fuente: Jamasb y Pollit (2007), p.31



2.7 EVALUACIÓN DE LOS ACTUALES INDICADORES DE LA SEC

En este punto se presenta un conjunto de conclusiones, a partir del análisis de los actuales

indicadores de la SEC, del análisis de las entrevistas, de la experiencia de los usuarios a través

de los dos focus groups desarrollados en la Región Metropolitana, y del análisis de la

experiencia internacional representada por Australia, España Estados Unidos (California) e

Inglaterra.

A continuación, se resume las principales conclusiones.

2.7.1 Conclusiones de Orden General

i. Valoración de los indicadores. Una primera conclusión, que emerge a partir de las

respuestas dadas a la entrevista -por los ejecutivos de las empresas de distribución-, es la

alta valoración del sistema de indicadores que administra la SEC. Las empresas en

general, salvo un caso, manifestaron su adhesión al conjunto de indicadores.

Adicionalmente, los ejecutivos establecen su anuencia a introducir nuevos indicadores o

perfeccionamiento en los existentes, proceso en el cual les gustaría verse involucrados

(como efectivamente ocurrió en el desarrollo de los actuales indicadores). Los

académicos entrevistados, aunque con algún matiz, también valoran positivamente la

existencia de los indicadores. Por su parte, los usuarios, congregados en los focus,

aunque también valoran los indicadores, declaran que estos corresponden a un mínimo

minimorum exigible a las compañías.

ii. Medición de la calidad de servicio. A pesar de la positiva valoración de los indicadores,

en la mayoría de los entrevistados, -tanto de la entrevista presencial como no presencial-,

como también de los participantes en los focus, existe la convicción que estos no miden

directamente la calidad de servicio.

De acuerdo a la Ley General de Servicios Eléctricos, en su art. 225, la calidad de

servicio corresponde al ―atributo de un sistema eléctrico determinado conjuntamente por

la calidad del producto, la calidad de suministro y la calidad de servicio comercial,

entregado a sus distintos usuarios y clientes‖. En este contexto, sería deseable que

existiera algún indicador que mida los componentes de la calidad de servicio, estos es,

calidad del producto, del suministro y del servicio comercial.

Al respecto, cabe la pregunta sobre los aspectos del servicio de distribución eléctrica que

le preocupan e interesan al usuario. De acuerdo a la experiencia de EMG, especialmente

en el ámbito de las empresas sanitarias (reguladas al igual que las distribuidoras de

energía eléctrica), y según lo planteado en el desarrollo de los focus, podría señalarse

que para el usuario medio son relevantes los ámbitos ligados a la atención comercial, la

continuidad (y calidad) del suministro, la precisión o sea, cobro real por KW consumido



y su oportunidad, y finalmente, la solución efectiva y rápida de los problemas que

pudiese enfrentar (como por ejemplo, emergencias)43

.

Algunas de estas dimensiones son actualmente medidas por los indicadores, otras, en

cambio, no están siendo monitoreadas por la SEC.

iii. Desconocimiento de los indicadores. Del instrumento entrevistas a los actores

relevantes, como también de los focus desarrollados con usuarios de las empresas de

distribución eléctrica, es posible apuntar una tercera conclusión, relativa al

desconocimiento sobre la existencia del conjunto de indicadores administrados por la

SEC, lo cual es absolutamente concordante con el hecho que estos indicadores no son de

conocimiento público. En la medida que la SEC estime necesarios dar a conocer estos

indicadores, se abre un espacio de trabajo en términos de difusión del sistema de

información que ampara a los indicadores, especialmente, considerando que éstos no

tienen carácter público, es decir, no están disponibles para ser conocidos o analizados

por la ciudadanía44

.

iv. Gestión de la calidad de servicio. De la entrevistas a la empresas, se advierte que no

todas ellas poseen dispositivos ad-hoc para domiciliar la calidad de servicio como una

atributo distinguible en la gestión de la empresa. Existe una correlación entre tamaño de

la empresa y densidad en la gestión de la calidad, a mayor número de usuarios, las

empresas incorporan y desarrollan unidades especializadas en el tema. Esto no tendría

porque ser así, es decir, las empresas de menor tamaño podrían generar instancias para

incorporar la calidad de servicio en su gestión cotidiana.

v. No todas las variables medidas son indicadores de calidad. Una quinta conclusión se

fundamente en el conjunto de indicadores vigentes, que, como se ha mencionado

totalizan 27, desagregados en los procesos de compensación, facturación, interrupción y

reclamos, (además de los indicadores globales). Estos indicadores arrojan información

sobre diversos aspectos de los procesos mencionados. Sin embargo, muchos de los

indicadores considerados por la SEC, por sí solos, no constituyen antecedente que

reporten información a partir de la cual se pueda concluir respecto al desempeño de la

industria en términos de calidad de servicio. Por ejemplo, ¿qué muestra el indicador

Total de Empalmes?, sin duda es un número (baremo) que sirve para dimensionar el

mercado, pero, por sí sólo, está escasamente relacionado con la calidad de servicio que

prestan las empresas.

Al respecto, se puede señalar que en términos de la información acumulada, existen tres

niveles de números: datos, variables e indicadores. Los datos conducen a la medición de

variables. Los indicadores son combinaciones de variables que entregan resultados cuali

o cuantitativos. Sin duda, no todo dato constituye un indicador. De esta forma, si por

43

También les interesa el precio del servicio, pero al ser este regulado para los usuarios de menor tamaño, no lo

hemos considerado.

44 En el caso que la SEC tome esta decisión, sería necesario conciliar los resultados de la información provista

por el Panel de Indicadores, con el sistema Cognos.



ejemplo, el objetivo es medir la demanda o tamaño del mercado, la variable Puntos de

Suministro es un indicativo de los clientes (sean de total del mercado o de cada empresa

de distribución). Sin embargo, para medir calidad esta información no es suficiente, a

menos que se combine con otras variables que le den este sentido. En ese contexto, sería

preferible que la SEC mantuviera un conjunto de indicadores (expresión que establece

una relación entre dos o más variables), que alertara sobre un aspecto específico de la

calidad de servicio (tal como los que se han propuesta en el punto 3 Propuesta de

Nuevos Indicadores, de este Informe.

En modo alguno se desprende de esta sugerencia que deba ser eliminada de la base de

datos alguna de las variables que allí se acumulan actualmente. Simplemente, se

considera pertinente denominar como indicador a aquella información que permite

dimensionar el nivel de calidad u otra dimensión de interés.

vi. No hay patrones de comparación (benchmarks). Al analizar los indicadores, se constata

la carencia de parámetros ―objetivos‖, salvo en lo que dice relación con normas que

regulan la industria (por ejemplo Art. Nº 129 y Nº 222 y 245 del D.S 327, y Oficio

Circular 4853), contra las cuales contrastar la magnitud alcanzada por alguna variable en

cuestión. En efecto, el desarrollo y maduración de los mercados precisa que los agentes

económicos, especialmente en mercados no competitivos, como es el caso de la

distribución eléctrica, se enfrenten a parámetros determinados exógenamente, y que el

regulador tenga certeza que su cumplimiento contribuye a mejorar la calidad de servicio.

En ausencia de normas, puede usarse la media del mercado como proxy, de tal forma de

identificar aquellas empresas que estén bajo o sobre la media, y a partir de ese

posicionamiento, colegir respecto su compromiso con la calidad de servicio45

. Sin

embargo, este procedimiento puede no generar mayores incentivos para mejorar los

niveles de satisfacción de los usuarios.

vii. La boleta como elemento de confusión. En las entrevistas efectuadas, tanto a los agentes

relevantes como a las empresas de distribución, se mencionó la confusión que la

información de la boleta genera en muchos usuarios, especialmente en lo referido a las

reliquidaciones, aspecto insuficientemente comprendido por los consumidores, y que

como fuente permanente de reclamos incide en una mala valoración en la calidad del

servicio. En los grupos de foco, la boleta como tal, no fue mencionada, pero en los dos

focus desarrollados se consideró la transparencia como un elemento constitutivo de la

calidad de servicio (especialmente, la adopción de un lenguaje no técnico).

viii. La importancia del trato a los usuarios. Aspecto particularmente relevado en los grupos

de foco, como componente de la calidad de servicio. Se menciona, con una valoración

altamente negativa, la atención al cliente, y la forma que las empresas de distribución

eléctrica tratan a los usuarios, amparados en la condición monopólica con que se provee

el servicio.

45

En el caso que las empresas sean relativamente homogéneas, la media puede ser de alguna utilidad. Pero si la

tecnología usada es muy disímil, a nivel de la industria, la dispersión puede ser muy grande y la media pierde

representatividad.



ix. Relación entre la estructura regulatoria global de los servicios eléctricos y la

regulación de la calidad del servicio. La experiencia internacional muestra que existe

una estrecha relación entre la estructura regulatoria global de los servicios eléctricos y la

regulación de la calidad del servicio. La estructura lógica de los sistemas se refleja en

los objetivos y los indicadores seleccionados. Se observa una combinación de modos

regulatorios relacionados con los indicadores (pueden convivir estándares mínimos, con

regulación basada en resultados y contratos de calidad superior).

Las categorías generales son esencialmente equivalente en los casos analizados, aunque

la importancia que se le da a cada uno de los elementos dentro de esas categorías varía

en los diferentes casos revisados. En general, los sistemas mantienen un número

relativamente pequeño de indicadores en particular para efectos de regulaciones activas

(que consideran sanciones). Para efectos de información y monitoreo general se

mantiene registro de un número mayor de indicadores.

Se ha indicado (Holt, 2004), que integrar en la regulación adecuadamente la calidad del

servicio requiere establecer un sistema de incentivos que debe considerar doce aspectos.

Entre ellos, una parte importante tiene que ver con la elaboración de medidas

(indicadores) apropiadas de calidad de servicio.

x. Calidad de servicio e impacto financiero. Otro elemento destacado de la experiencia

internacional, es que los sistemas tienden a orientarse a establecer algún tipo de impacto

financiero asociado a resultados en todas las variables importantes. Si bien los

mecanismos utilizados son diversos y a veces se combinan dentro de un sistema

regulatorio, el principio de que los resultados de calidad de servicio deben afectar

financieramente a las empresas, es generalizado.

xi. Pago directo. Finalmente, la experiencia internacional demuestra que si bien el pago a

los consumidores o al regulador como resultado de las penalidades, es indiferente desde

el punto de vista de las empresas, se suele asociar pago directo a los consumidores

cuando este cumple una función de ―compensación‖, siempre y cuando se pueda

identificar (medir) con precisión dicho impacto.

2.7.2 Conclusiones de Orden Específico

xii. Indicadores de compensación. Los indicadores de compensación actualmente vigentes

aluden a la cantidad de clientes y a los montos compensados, ambos aspectos

constituyen variables relevantes de dicho proceso. Los usuarios participantes en los

grupos de foco, sugirieron incluir un indicador que señalase el tiempo de demora en las

compensaciones, además de incluir indicadores sobre dispersión territorial, es decir,

establecer la frecuencia de las localidades o sectores donde se realizan las

compensaciones.

xiii. Indicadores de facturación. Los indicadores de facturación levantados por la SEC se

despliegan sobre un conjunto amplio de aspectos relevantes relativos a la información

requerida para alimentar el proceso de facturación de cada empresa. Una interrogante

que surge a partir de las entrevistas presenciales, se relaciona con la forma en que la



SEC certifica que el cobro por el consumo de energía es justo46

, es decir, ¿el importe

cobrado por la compañía de distribución se corresponde con la cantidad de kw

consumidos? En el caso de los grupos de foco, se menciona que hacen falta indicadores

que permitan medir la rapidez y efectividad con que se realiza el proceso de facturación

(percibido como confuso, lento y costoso para los usuarios).

xiv. Indicadores de interrupción. Actualmente, los indicadores de interrupción informan

sobre el Total de Interrupciones, el Total de Duración de las Interrupciones y el Total de

KVA de los Alimentadores Interrumpidos, pudiendo desagregarse por Tipo de

Interrupción Tipo Ruralidad y Tipo de Causa47

. Una primera conclusión es que no está

clara la unidad de medida de las interrupciones ¿se trata de horas, minutos, segundos?

(por ejemplo, Til-Til, figura con una duración total de las interrupciones de 138.600 en

el mes de abril de abril de 2013, y COPELEC con una duración total de las

interrupciones de 756.440, en el mes de Mayo de 2012).

Cabe señalar, como segunda conclusión, en este ámbito, que los actuales indicadores no

discriminan entre interrupciones no programadas de aquellas que responden a un plan de

la empresa y por tanto les cabe estar sujetas a una programación y, en consecuencia,

susceptibles de ser comunicadas a los usuarios con antelación (a menos que el Tipo de

Interrupción interno, sea asimilable a las interrupciones programadas, en cuyo caso sería

deseable explicitar).

Una tercera conclusión dice relación con la falta de información acerca del período en el

cual se producen las perturbaciones en el suministro, pudiendo ser de utilidad

clarificarlo, en el sentido que no es lo mismo que las interrupciones se concentren en los

meses de invierno que durante el estío.

Tampoco existe un indicador exclusivo para medir la rapidez con que se restablece el

servicio interrumpido. Habría que analizar la definición de ―Fuerza Mayor o Caso

Fortuito‖, que por definición de la SEC, son no imputables a las concesionarias, sin

embargo, es posible que en algunas de ellas sí tenga responsabilidad la distribuidora (por

ejemplo, si la caída de un árbol interrumpe el suministro, en principio podría pensarse en

una fuerza mayor, sin embargo, también podría ser por la falta de despeje de las franjas

de concesión.

No existe información sobre el número de clientes afectados, ni las horas promedio en

que se ve afectado por cada interrupción.

xv. Indicadores de reclamo. Una conclusión, referida a este tipo de indicadores, apunta al

hecho que, suponiendo que la empresa responde todos los reclamos en un tiempo

acotado (inclusive, dentro de la exigencia normativa), queda la duda respecto si se

resolvió adecuadamente el problema que originó el reclamo (o está en vías de hacerlo), o

46

No nos referimos a si el cargo por consumo es alto o bajo, sino, ajustado al verdadero consumo del usuario. 47

En el caso que la SEC decidiera hacer pública la información sobre los indicadores, se debiera contar con un

glosario, que defina cada uno de los conceptos, especialmente en el caso de los indicadores de interrupción.



la respuesta es meramente formal (del tipo, gracias por comunicarse con nosotros,

estamos trabajando en su problema, tal como se detectó en las empresas sanitarias), en

cuyo caso se pueden cumplir con los plazos, pero con una calidad de respuesta de baja

densidad. Este último punto fue planteado con fuerza en los grupos de foco. En este

sentido, un indicador que cautele la calidad de la respuesta de parte de la distribuidora,

apunta directamente a la satisfacción usuaria.



3. PROPUESTA DE NUEVOS INDICADORES

En la perspectiva de proponer nuevos indicadores de calidad de servicio, es necesario tener

presente, como se ha advertido en este Informe, que en el caso de los bienes y servicios que se

producen y distribuyen en un ámbito de monopolio natural, los aspectos de calidad del

servicio son de tratamiento muy distinto al pertinente en el caso de mercados competitivos. En

particular, para servicios de muy baja elasticidad de demanda (como es el servicio de

distribución eléctrica), dado que la ausencia de competencia no genera incentivos para que la

industria monopólica mejore la calidad del servicio y que el consumidor no tiene la opción de

sustituir la energía eléctrica por otro bien sustituto48

, es necesario que un actor ex machina (el

regulador) establezca normativamente los niveles de calidad asociados a la tarifa fijada para la

prestación del servicio. Al mismo tiempo, es requerido fiscalizar, con extremo celo, el

cumplimiento de los niveles de calidad financiados.

El actual sistema de indicadores de la SEC provee un conjunto de información a objeto de

medir la calidad del servicio de distribución eléctrica, sin que esta se mida directamente, como

se ha presentado en este documento, dado que su actual formulación y forma de presentación,

manifiestan ciertas insuficiencias para transmitir a los usuarios la calidad relativa con que las

empresas de distribución eléctrica entregan su servicio.

En efecto, los antecedentes recopilados a través de los focus groups, entrevistas y análisis de la

experiencia internacional, señalan que los indicadores vigentes pueden mejorar en términos de

su capacidad para transmitir información y proporcionar un patrón de fácil lectura, que

permita discernir entre empresas con distinto tipo de calidad de servicio.

En este contexto, en esta sección, se elabora una propuesta de mejoramiento del sistema de

indicadores, utilizando el conjunto de criterios especificados en el punto 2.3, que sirven como

guía para la elaboración de la propuesta de rediseño de los indicadores.

El Cuadro siguiente muestra la actual estructura de indicadores que utiliza la SEC para medir

el nivel de calidad, y la nueva propuesta de indicadores sugerida.

En la primera columna se identifica el atributo de calidad del servicio de distribución eléctrica,

referido a aspectos de Dimensionamiento del Mercado; Facturación; Compensación; Reclamo

e Interrupción. La segunda columna muestra la situación actual, referido a los indicadores en

uso por la SEC. La Tercera columna especifica la propuesta de EMG consultores, ateniéndose

a los criterios presentados precedentemente.

La principal diferencia entre los actuales indicadores y la propuesta de EMG, descansa en el

hecho que en esta última se combinan datos estadísticos (considerados indicadores en la

versión original de la SEC) para generar nueva información que provea a los usuarios tanto un

instrumento para visualizar el posicionamiento de las empresas, como también, incentivos,

para estas últimas, a objeto de mejorar su posición relativa en el mercado.

48

Vale decir, la elasticidad cruzada con los bienes sustitutos de la energía eléctrica es muy baja.



En efecto, sólo a modo de ejemplo, tomemos un ámbito de suma relevancia para quienes son

clientes de una empresa distribuidora, a saber, el de Reclamos. ¿Qué dice a un usuario el

indicador Reclamos Resueltos en la Empresa?, sabemos que este informa sobre el porcentaje

de reclamos ingresados a la compañía distribuidora de cuya resolución esta se hace cargo.

Pero, ¿cómo puede afectar al usuario que un reclamo sea o no resuelto en la misma empresa

que originó las causas para establecer tal reclamación?, ¿es mejor para los clientes que el

100% de los reclamos sea resuelto in door, o por el contrario, es de mayor beneficio que la

totalidad sea decidido fuera de la empresa? En este sentido un indicador que informe sobre los

reclamos resueltos a satisfacción del usuario es mayormente robusto en la perspectiva de

―medir‖ la calidad del servicio de distribución eléctrica.

El nuevo set de indicadores que se propone, no requiere la eliminación de la información

estadística actualmente compilada por la SEC, al contrario, esta se utiliza para generar la

información provista por los nuevos indicadores, sin perjuicio, que será requerido establecer

nuevos antecedentes estadísticos actualmente no recogidos por el sistema de indicadores en

ejercicio.

Cuadro 31: Propuesta de nuevos indicadores

Atributo Situación Actual Propuesta*

Dimensionamiento del

Mercado

1.Total de empalmes Sin modificación

2.Total de equipos de medida Sin modificación

3.Total de puntos de suministros Sin modificación

4.Monto Facturado de energía base Sin modificación

5.Monto facturado de energía adicional Sin modificación

Facturación

1.Empalmes en que se ha detectado

intervención

Empalmes en que se ha detectado

intervención /Total e empalmes

2.Equipos de medida en que se ha

detectado intervención en su registro o

block de conexiones

Equipos de medida en que se ha detectado

intervención en su registro o block de

conexiones /Total de equipos de medida

3. Equipos de medida en que se ha

detectado falla interna en su registro

Equipos de medida en que se ha detectado

falla interna en su registro /Total equipos de

medida

4.Equipos de medida cambiados Sin modificación

5.CNR facturados cuyo período

irregular es mayor a 6 meses Sin modificación

6. Puntos de suministro no leídos Puntos de suministro no leídos /Total puntos

de suministro

7.Puntos de suministros suspendidos

con avance de lectura Sin modificación

8.Puntos de suministro con facturación

provisoria Sin modificación

9. Puntos de suministro que se han

facturado provisoriamente 2 meses

seguidos

Sin modificación

10. Puntos de suministro que se han

facturado provisoriamente más de 2

meses seguidos

Puntos de suministro que se han facturado

provisoriamente más 2 meses seguidos

/Total puntos de suministro

11.Puntos de suministros no facturados Puntos de suministros no facturados /Total



puntos de suministro

12. Puntos de suministros facturados Sin modificación

13.MWh facturados Sin modificación

14.Puntos de suministro facturados

cuyo consumo mensual sea mayor o

igual a 8.000 KWh

Sin modificación

Compensación

1.Puntos de suministro con

compensaciones facturadas

Puntos de suministro con compensaciones

facturadas /Total puntos de suministro

2.Monto en compensaciones facturadas

Monto en compensaciones facturadas / Total

puntos de suministro con compensaciones

facturadas

Demora en compensaciones facturadas

/Total puntos de suministro con


Reclamo

1.Reclamo ingresado en la empresa

eléctrica

Reclamo ingresado en la empresa eléctrica

/Total puntos de suministro

2.Reclamo resuelto en la empresa

eléctrica Sin modificación

3.Reclamo no resuelto en la empresa

eléctrica Sin modificación

Reclamo resuelto dentro de los plazos

legales / Total reclamos ingresados en la

empresa eléctrica

Reclamo resuelto a conformidad del usuario

/Total reclamos ingresados en la empresa

eléctrica

Interrupción

1.Total de interrupciones Sin modificación

2.Total duración de las interrupciones Sin modificación

3.Total KVA de los alimentadores

interrumpidos Sin modificación

Número de cortes programados de acuerdo a

norma /Número total de cortes

Tiempo promedio de corte por cliente

afectado

Número de clientes afectados por fallas, por

compañía / Número total de clientes por

compañía

Horas promedio requerida para resolver las

emergencias atendidas

Fuente elaboración propia.

* En algunos casos estos indicadores se podrían presentar como porcentaje, en otros, en relación a, por ejemplo,

cada mil o diez mil clientes.

A continuación, se profundiza en el análisis de los indicadores propuestos. Cabe señalar que se

propone dos niveles de indicadores, los que denominamos indicadores críticos, por su

incidencia directa en la calidad de servicio, e indicadores estándar, cuya vinculación con la

calidad de servicio es indirecta:

3.1 INDICADORES DE DIMENSIONAMIENTO

Sobre este conjunto de indicadores, no se propone modificaciones. Se considera que los

existentes dan adecuada cuenta de las dimensiones de la industria.



3.2 INDICADORES DE FACTURACIÓN

El conjunto de indicadores propuestos apunta a reportar sobre la calidad del proceso de

facturación de las empresas. Para ese efecto, se plantea los siguientes indicadores:

INDICADORES ESTÁNDAR

1. Empalmes en que se ha detectado intervención / Total de empalmes.

Este indicador muestra la proporción de empalmes intervenidos respecto del total de

empalmes. Puede ser expresado de la forma siguiente:

Tasa de empalmes intervenidos = 10.000 x Empalmes en que se ha detectado intervención /

Total de empalmes.

El indicador informa cuantos empalmes, por cada 10 mil, a nivel de cada compañía, son

intervenidos. El indicador es relevante pues pone evidencia la proporción de empalmes que

han sido intervenidos en un período de tiempo, proporcionando a la empresa información

sobre el grado que sus empalmes están siendo intervenidos. Es un indicador que no requiere el

levantamiento de información adicional a la existente en la SEC, es también, de fácil

interpretación.

2. Equipos de medida en que se ha detectado intervención en su registro o block de

conexiones / Total equipos de medida.

Este indicador muestra la proporción de equipos de medida intervenidos respecto del total de

equipos de medida. Puede ser expresado de la forma siguiente:

Tasa de equipos de medida intervenidos = 10.000 x Equipos de medida en que se ha detectado

intervención / Total de equipos de medida.

El indicador informa cuantos equipos de medida, por cada 10 mil, a nivel de cada compañía,

son intervenidos. El indicador es relevante pues pone evidencia la proporción de equipos de

medida que han sido intervenidos en un período de tiempo, proporcionando a la empresa

información sobre el grado que dichos equipos están han sido intervenidos. Es un indicador

que no requiere el levantamiento de información adicional a la existente en la SEC, es

también, de fácil interpretación.

INDICADORES CRÍTICOS

1. Equipos de medida en que se ha detectado falla interna en su registro / Total equipos

de medida.

Este indicador muestra la proporción de equipos de medida con falla interna en su registro

respecto del total de equipos de medida. Puede ser expresado de la forma siguiente:

Tasa de equipos de medida falla interna en su registro = 10.000 x Equipos de medida con falla

interna en su registro / Total de equipos de medida.

El indicador informa cuantos equipos de medida, por cada 10 mil, a nivel de cada compañía,

tienen falla interna en su registro. El indicador es relevante pues pone evidencia la proporción



de equipos de medida que presentan falla interna en su registro, en un período de tiempo,

proporcionando a la empresa información sobre el grado que dichos equipos presenta fallas

internas en su registro (lo cual incide en la ―objetividad‖ de la cuenta que llega al usuario). Es

un indicador que no requiere el levantamiento de información adicional a la existente en la

SEC, es también, de fácil interpretación.

2. Puntos de suministro no leídos / Total puntos de suministro

Este indicador muestra la proporción de puntos de suministro no leídos respecto del total de

puntos de suministro. Puede ser expresado de la forma siguiente:

Tasa de puntos de suministro no leídos = 10.000 x Puntos de suministro no leídos / Total

puntos de suministro.

El indicador informa cuantos puntos de suministro no son leídos, por cada 10 mil puntos de

suministro, a nivel de cada compañía. El indicador es relevante pues pone evidencia la

proporción de puntos de suministro que no son leídos, en un período de tiempo, (lo cual

impide que el usuario reciba una cuenta con el cargo exacto por el consumo). Es un indicador

que no requiere el levantamiento de información adicional a la existente en la SEC, es

también, de fácil interpretación.

3. Puntos de suministro que se han facturado provisoriamente más de dos meses seguidos

/ Total puntos de suministro

Este indicador muestra la proporción de puntos de suministro que se han facturado

provisoriamente más de 2 meses seguidos, respecto del total de puntos de suministro. Puede

ser expresado de la forma siguiente:

Tasa de puntos de suministro que se han facturado provisoriamente más de dos meses

seguidos = 10.000 x Puntos de suministro que se han facturado provisoriamente más de dos

meses seguidos / Total puntos de suministro.

El indicador informa cuantos puntos de suministro se han facturado provisoriamente más de

dos meses seguidos, por cada 10 mil puntos de suministro de cada compañía. El indicador es

relevante pues pone evidencia la proporción de puntos de suministro facturados

provisoriamente más de dos meses, (lo cual afecta al usuario toda vez que recibe un cargo con

información provisoria, que en el momento de definirse puede generar discrepancias con el

usuario). Es un indicador que no requiere el levantamiento de información adicional a la

existente en la SEC, es también, de fácil interpretación.

4. Puntos de suministros no facturados / Total puntos de suministro

Este indicador muestra la proporción de puntos de suministro no facturados, respecto del total

de puntos de suministro. Puede ser expresado de la forma siguiente:

Tasa de puntos de suministro no facturados = 10.000 x Puntos de suministro no facturados /

Total puntos de suministro.

El indicador informa cuantos puntos de suministro no se han facturado, por cada 10 mil puntos

de suministro de cada compañía. El indicador es relevante pues pone evidencia la proporción



de puntos de suministro que no son facturados (lo cual afecta al usuario una vez que reciba un

cargo con la información por un consumo de varios meses). Es un indicador que no requiere el


interpretación.

3.3 INDICADORES DE COMPENSACIÓN


1. Puntos de suministro con compensaciones facturadas / Total puntos de suministro

Este indicador muestra la proporción de puntos de suministro con compensaciones facturadas,

respecto del total de puntos de suministro. Puede ser expresado de la forma siguiente:

Tasa de puntos de suministro con compensaciones facturadas = 10.000 x puntos de suministro

no facturados / Total puntos de suministro.

El indicador informa cuantos puntos de suministro no poseen compensaciones facturadas, por

cada 10 mil puntos de suministro de cada compañía. El indicador es relevante pues pone

evidencia la proporción de puntos de suministro con compensaciones facturadas en relación al

total de puntos de suministro, en un período de tiempo, proporcionando a la empresa

información sobre el grado en que los clientes reciben compensaciones atribuibles a la gestión

de la empresa. Es un indicador que no requiere el levantamiento de información adicional a la

existente en la SEC, es también, de fácil interpretación.

2. Montos en compensaciones facturadas / Total puntos de suministro con


Este indicador muestra la compensación promedio facturada, respecto del total de puntos de

suministro con compensaciones facturadas. Puede ser expresado de la forma siguiente:

Tasa de compensaciones promedio facturadas = Monto en compensaciones facturadas / Total

puntos de suministro con compensaciones facturadas.

El indicador informa cual es la compensación promedio facturada por cada punto de

suministro de cada compañía al que se le facturó una compensación. El indicador es relevante

pues proporciona a la empresa una estimación de los impactos que genera y por los cuales

debe compensar a sus usuarios (proxy de la pérdida de bienestar de los usuarios). Es un

indicador que no requiere el levantamiento de información adicional a la existente en la SEC,

es también, de fácil interpretación.

INDICADOR CRÍTICO

1. Demora en compensaciones facturadas / Total puntos de suministro con


Este indicador muestra el tiempo promedio de demora en las compensaciones facturadas,

respecto del total de puntos de suministro con compensaciones facturadas. Puede ser

expresado de la forma siguiente:



Tiempo de demora promedio de compensaciones facturadas = Tiempo total en hacer efectivas

las compensaciones facturadas / Total puntos de suministro con compensaciones facturadas.

El indicador informa cual es el tiempo promedio en realizar las compensaciones facturadas. El

indicador es relevante pues proporciona a la empresa (y a los usuarios) una estimación del

tiempo promedio que se demora en compensar a los usuarios por fallas atribuibles a la gestión

de la empresa. Aún cuando es un indicador de fácil interpretación, en la actualidad la SEC no

dispone de información respecto del tiempo total en hacer efectivas las compensaciones

facturadas, por lo que sería necesario establecer un sistema que obligue a las empresas

distribuidoras a levantar esta información.

3.4 INDICADORES DE RECLAMO


1. Reclamo ingresado en la empresa eléctrica / Total puntos de suministro

Este indicador muestra el promedio de reclamos ingresados (por unidad de tiempo), respecto

del total de puntos de suministro. Puede ser expresado de la forma siguiente:

Tasa de reclamos recibidos= Reclamos ingresados en la empresa eléctrica / Total puntos de

suministro.

El indicador informa cuantos reclamos en promedio ingresan a cada empresa respecto de los

usuarios que provee. El indicador es relevante pues proporciona a la empresa una estimación

de la sensibilidad de sus usuarios (además de ser una proxy de la gestión de la propia

empresa), los que levantan reclamos por diversas causales. Es un indicador que no requiere el


interpretación.

2. Reclamo resuelto dentro de los plazos legales / Total reclamos ingresados en la

empresa eléctrica

Este indicador muestra la proporción de reclamos resueltos dentro de los plazos legales,

respecto del total de reclamos ingresados. Puede ser expresado de la forma siguiente:

Tasa de reclamos resueltos dentro de los plazos legales = Reclamos resueltos dentro de los

plazos legales / Total de reclamos ingresados en la empresa eléctrica.

El indicador informa el porcentaje de reclamos resueltos dentro de los plazos legales, respecto

del total de los reclamos ingresados. El indicador es relevante pues proporciona a la empresa

una estimación de su capacidad de responder los reclamos en los plazos establecidos por la

legislación, informando de la capacidad de ésta para abordar, en los plazos previstos, los

reclamos recibidos. Es un indicador que no requiere el levantamiento de información adicional

a la existente en la SEC, es también, de fácil interpretación.



INDICADOR CRÍTICO

1. Reclamo resuelto a conformidad del reclamante / Total reclamos ingresados en la

empresa eléctrica

Este indicador muestra la proporción de reclamos resueltos a conformidad del usuario

reclamante, respecto del total de reclamos ingresados. Puede ser expresado de la forma

siguiente:

Tasa de reclamos resueltos en la empresa = Reclamos resueltos a favor de los reclamantes /

Total de reclamos ingresados en la empresa eléctrica.

El indicador informa el porcentaje de reclamos resueltos a conformidad del reclamante,

respecto de los reclamos ingresados. Este es un indicador muy relevante para el usuario, pues

informa cual es la proporción de reclamos que se resuelven a su favor, del total de reclamos

presentados a la empresa, es una medida de la capacidad de la empresa de acoger

favorablemente las demandas de sus clientes. Cabe señalar que en la actualidad la SEC no

dispone de información respecto de los reclamos que se resuelven a conformidad del usuario,

por lo que sería necesario establecer un sistema que obligue a las empresas distribuidoras a

levantar esta información.

3.5 INDICADORES DE INTERRUPCIÓN

INDICADOR ESTÁNDAR

1. Número de cortes programados de acuerdo a Norma / Número total de cortes

Este indicador muestra el número de cortes programados (de acuerdo a la norma), respecto del

total de cortes que afecta el suministro. Puede ser expresado de la forma siguiente:

Tasa de cortes programados (de acuerdo a la norma) = 1.000 x Cortes programados / Total

cortes.

El indicador informa sobre la proporción de cortes programados, respecto del total de cortes.

El indicador es relevante para la empresa y para los usuarios, pues proporciona información

sobre la proporción de cortes que se ejecutan según la norma. En la actualidad la SEC no

dispone de información respecto de los cortes programados de acuerdo a la norma, por lo que

sería necesario establecer un sistema que obligue a las empresas distribuidoras a levantar esta

información.

INDICADORES CRÍTICOS

1. Tiempo promedio de corte por cliente afectado

Este indicador muestra el tiempo promedio de las interrupciones, por cada cliente afectado.

Puede ser expresado de la forma siguiente:



Tiempo promedio de corte por cliente afectado = Puntos de suministros afectados * N° de Hrs.

de suspensión del servicio / Nº fallas / Puntos de suministro afectados

El indicador informa el tiempo promedio que cada cliente se ve privado del servicio. Este es

un indicador muy relevante para el usuario, pues informa cuanto tiempo, en promedio, en un

período de tiempo, el usuario se ve privado del servicio de energía eléctrica. Actualmente, la

SEC no dispone de información del número de horas de suspensión del servicio, por lo que

sería necesario establecer un sistema que obligue a las empresas distribuidoras a levantar esta

información.

2. Número de Clientes Afectados por Fallas / Número de Clientes Totales

Este indicador muestra el número de clientes afectados, por alguna falla, respecto del total de

puntos de suministro. Puede ser expresado de la forma siguiente:

Tasa de clientes afectados por fallas = 1.000 x Puntos de suministro afectados / Total puntos

de suministro.

El indicador informa cuantos clientes se ven afectados por fallas, por cada 1.000 usuarios. Este

es un indicador relevante para las empresas por cuanto informa sobre el número de clientes

que se ven afectado, por cada tipo de falla, proporcionando antecedentes para establecer, si

fuese del caso, algún tipo de recurrencia por tipo de falla, y tomar las medidas pertinentes,

para corregirlas. Cabe señalar que en la actualidad la SEC no dispone de información respecto

del número de puntos de suministro afectados por fallas, por lo que sería necesario establecer

un sistema que obligue a las empresas distribuidoras a levantar esta información.

3. Horas promedio requeridas para resolver las emergencias atendidas

Este indicador muestra el número de horas promedio requerido para resolver cada emergencia.

Se puede ser expresado de la forma siguiente:

Horas promedio para resolver total de emergencias = Duración (en hrs.) de la emergencia /

Total de emergencias.

El indicador informa sobre el tiempo promedio que se precisa para resolver una emergencia.

El indicador es relevante pues proporciona a la empresa una estimación del tiempo que toman

la resolución de las emergencias que enfrenta. En la actualidad la SEC no dispone de

información respecto de la duración (en hrs.) de cada emergencia, por lo que sería necesario

establecer un sistema que obligue a las empresas distribuidoras a levantar esta información.



4. PLAN DE IMPLEMENTACIÓN

Para efectos de compilar antecedentes en la perspectiva de desarrollar el Plan de

Implementación, se remitió a la SEC dos cuestionarios, uno referente al estado actual del

departamento de informática, y otro sobre la estructura organizacional establecida para la

gestión de los indicadores49

. A partir de las respuestas, que configuran un diagnóstico

actualizado del sistema en el que opera la gestión de los indicadores, se ha desarrollado el Plan

de Implementación, que se presenta a continuación.

En primer término, cabe señalar que dada la actual configuración del sistema informático, no

existen mayores restricciones -ni de tamaño, ni de tiempo de proceso- para generar e

implementar nuevos indicadores. A partir de la versión del sistema operativo (Linux 5.5), de

la versión de la base de datos (Oracle 10.0) y del tamaño de la base (25 GB), se puede

establecer que no hay problemas de crecimiento para el desarrollo y gestión de nuevos

indicadores.

En segundo término, la SEC se ha dotado de una cierta estructura organizacional para dar

cuenta de la gestión del sistema de indicadores. No obstante, pareciera ser requerida la

definición de un ente que vele por el desarrollo estratégico del sistema de indicadores.

En este sentido, el nuevo conjunto de indicadores no supone desarrollar inversiones en

equipos, infraestructura, ni software, pues con el equipamiento existente se puede responder

adecuadamente al desafío de levantar y administrar un nuevo conjunto de indicadores. Del

mismo modo, es innecesario, contratar mayor cantidad de personal, con la actual dotación,

adecuando funciones, se puede asumir el compromiso de establecer un nuevo conjunto de

indicadores.

En efecto, de acuerdo a las respuestas de la encuesta remitida a la SEC, se constata que el

Sistema de Indicadores, descansa en la División de Ingeniería Eléctrica, DIE, insertándose en

los procedimientos de Fiscalización Indirecta, dado que opera ―dentro de la orgánica del DIE,

para la gestión de los procedimientos de Fiscalización Indirecta, se definen roles y

responsabilidades”, y que ―cada departamento de la División de Ingeniería de Electricidad,

DIE, es responsable de la gestión de sus indicadores, define los encargados de los procesos

de información que administran”.

En este contexto, no se observa la existencia de una instancia macro, que, como se

especificara, tenga la función y responsabilidad de una mirada estratégica del sistema de

indicadores.

Para efectos de la periodicidad de los reportes, se puede establecer dos compromisos

temporales, el primero interno para la SEC, que demanda realizar reportes mensualmente a

49

En Anexo7, se presenta la pauta de ambas consultas y las respuestas de la SEC.



objeto de desarrollar los análisis pertinentes respecto del nivel de los indicadores y su

evolución a través del tiempo (como también, del análisis de las desviaciones identificadas).

El segundo compromiso, implica desarrollar reportes para el público (función que en la

actualidad no se ejecuta), respecto de los indicadores y su evolución. Ambos procesos

suponen, de todas formas, una recolección mensual de la información, desde las empresas de

distribución, tal como se hace en la actualidad.

Un buen sistema de indicadores debe responder, y ser reflejo de las necesidades de la

organización que levanta y administra tales indicadores, como también, de sus stakeholders,

en este caso los usuarios de las empresas de distribución, y las empresas mismas. En este

contexto, la SEC debe estar atenta a las exigencias del entorno, a los cambios legislativos, de

las nuevas tendencias tecnológicas, en fin, de aquellas modificaciones que pueden perturbar su

rol de regulador. De esta forma, el sistema de indicadores, debiera ser sometido a una revisión

anual, de forma tal de abarcar un período de tiempo en el cual es dable que ocurran cambios

que sugieran la necesidad de hacer modificaciones en el sistema de indicadores.

Los informes que se desarrollen a partir del nuevo conjunto de indicadores, no se contraponen,

ni obstaculiza, en absoluto, el que el conjunto de antiguos indicadores se siga reportando a

través de informes (básicamente, porque varios de los nuevos indicadores corresponden a

ciertas operaciones aritméticas de los antiguos indicadores). Una vez que haya pasado un

tiempo prudencial, (al menos un par de años), se podrá reportar la evolución de los nuevos

indicadores (sin dejar de informar sobre los antiguos, si es deseo de la SEC).

Ahora bien, para la implementación de los indicadores propuestos en este Informe, se sugiere

los siguientes pasos:

1. Desarrollo de una Unidad de Gestión de los Indicadores. Como se ha especificado,

actualmente el sistema de indicadores descansa en cada uno de los departamentos del

DIE, donde, además, se han definido funciones y responsabilidades en el ámbito de la

Fiscalización Indirecta. En este contexto, se sugiere considerar la creación de una

Unidad de Coordinación de indicadores, que tendría como función su administración

coordinada (incluyendo todas las etapas del proceso administrativo) y su evaluación

permanente. En el corto plazo, esta Unidad debiera tener, además, la función de liderar

el proceso de análisis e instalación de los nuevos indicadores -en conjunto a otros

actores que se identifican seguidamente- en los siguientes componentes del Plan de

Implementación.

2. Discusión y análisis al interior de la SEC. Uno de los propósitos de esta consultoría ha

sido definir Indicadores de Calidad de Servicio. Para ese efecto, en el punto XX, se

presenta un conjunto de indicadores que apuntan en la dirección del logro del objetivo

definido. Estos indicadores, bajo el liderazgo de la Unidad de Coordinación estipulada

precedentemente, deben ser sometido a un proceso de análisis interno, dentro de la SEC,

con la participación de los profesionales responsables de cada departamento de la DIE,

que actualmente ejercen funciones y tienen responsabilidades en la gestión del sistema

de indicadores. El objetivo de esta discusión es, a partir de los indicadores elaborados a

través de esta consultoría, consensuar aquellos que proporcionen mayor sentido a los



profesionales involucrados de la SEC, que serán, en definitiva, los responsables de su

implementación y de administrarlos en el tiempo. Existen diversas metodologías para el

desarrollo de instancias participativas, para el análisis y consenso de una materia

específica, siendo el Phillips 66 una de las que mayores ventajas puede presentar en este

cometido.

3. Discusión y análisis con empresas distribuidoras. Una vez consensuado los indicadores,

que a juicio de los profesionales de la SEC deban incorporarse al sistema de la

Superintendencia, el siguiente paso es la presentación de éstos al conjunto de empresas

de distribución, a objeto de analizar con la industria la pertinencia de los nuevos

indicadores. Este proceso, como se deduce de las entrevistas a los ejecutivos de las

empresas de distribución, debiera dar la oportunidad de participación a las empresas

sobre las que recaerá la responsabilidad de acopiar la información para el levantamiento

de los nuevos indicadores. Considerando la heterogeneidad de los participantes, para

conducir este proceso se recomienda el desarrollo de talleres de trabajo por región

(tantos como sea requerido), culminando en una reunión plenaria, entre la SEC y los

representantes de la industria.

4. Discusión y análisis con usuarios. Paralelamente al trabajo con las empresas de la

industria, la SEC debe analizar los nuevos indicadores con la ciudadanía,

particularmente con las organizaciones de usuarios que los representan (ODECU,

CONADECU, entre otras). De esta forma, se obtienen insumos para ver las

preocupaciones de la gente y se legitiman los indicadores frente a la comunidad. Para

efectos de este trabajo, se sugiere el desarrollo de charlas informativas del tipo ―clase

magistral‖.

5. Discusión y análisis con académicos. Los académicos del área de la energía eléctrica,

pueden aportar con ideas refrescantes a partir de su experiencia investigativa, por lo que

se considera un grupo de interés a consultar en este proceso de desarrollo de los nuevos

indicadores. La mejor forma de trabajar con los académicos es a través de las técnicas de

mesa redonda.

6. Presentación pública. El sistema de indicadores de calidad que administra la SEC no es

de conocimiento público, la ciudadanía y sus organizaciones de consumidores, por

ejemplo, están al margen de la discusión, por lo que se recomienda que la evaluación de

la calidad de servicio de las empresas distribuidoras, se exponga al público, para lo cual

una vez al año (por ejemplo en marzo de cada año) la SEC debiera informar del

resultado de los indicadores del año previo. La Unidad de Coordinación pudiera asumir

esta responsabilidad, liderando el proceso de reporte público de los indicadores,

haciéndolos públicos, por ejemplo, una vez al año, e informando a la comunidad a través

de una conferencia de prensa establecida especialmente para ese fin (esperando que esta

se convierta en un hito del mercado eléctrico).

Sin duda esto ofrece, adicionalmente, algún tipo de incentivos a las empresas para

mejorar su performance. Con este propósito, en el siguiente punto, se presenta una

propuesta de Plan Comunicacional.



5. PLAN COMUNICACIONAL50

En este capítulo, se esboza el Plan Comunicacional a través del cual la SEC podría dar a

conocer el resultado de los indicadores de calidad de servicio. Indudablemente, esto requiere

que la Superintendencia tome la decisión de hacer pública esta información, dando la

oportunidad a los usuarios de conocer cuál es la realidad de la empresa proveedora, como

también, generando incentivos para que las compañías mejoren sus estándares de calidad de

servicio.

A objeto de desarrollar el Plan, se debe completar las siguientes definiciones:

1. Qué comunicar. La idea es hacer público los indicadores de calidad de servicio, por lo

que el objeto de la comunicación ha de recaer sobre el conjunto de indicadores que se

consensuen, entre los diversos agentes, según se presenta en la propuesta del capítulo

precedente.

2. Para qué se quiere comunicar. ¿Cuál es el propósito de comunicar los indicadores de

calidad? Sin duda un aspecto relevante es la transparencia que cada día buscan las

organizaciones, sean públicas o privadas. Ante un escenario de ciudadanos más

atentos y alertas, la provisión de información sobre el resultado de empresas que

aportan un servicio relevante, resulta sumamente necesario. Del mismo modo, la

entrega de información puede servir a las empresas, y al mismo regulador, para

conocer las demandas que la gente formula respecto el servicio.

3. Público Objetivo: Una vez que se ha tomado la decisión de informar sobre los

indicadores, la SEC ha de definir a qué segmento de la población debe orientar su

comunicación. Al respecto, puede considerarse que la primera prioridad es la

población usuaria del servicio de distribución eléctrica, para que la sociedad se informe

respecto del posicionamiento de la empresa proveedora.

Un segundo grupo objetivo a informar, son las mismas empresas responsables de la

provisión del servicio de distribución de energía eléctrica. Como hemos afirmado, esta

información provee incentivos para mejorar los estándares de calidad a nivel de cada

empresa.

Sin duda un tercer grupo relevante a ser considerado en el proceso de difusión de los

indicadores, lo constituye la comunidad científico-académica, ligada a la energía, en

particular a la eléctrica. Los académicos poseen información sobre las nuevas

tendencias tecnológicas, las experiencias de otros países, que pueden ser de utilidad a

la hora de revisar el funcionamiento de los indicadores de calidad.

50

En Anexo8, se presenta una propuesta para poner en conocimiento del Público la performance de las empresas.



4. Medios y frecuencia de utilización. En esta etapa se debe considerar a través de qué

canales transmitirá la información, a cada uno de los segmentos del público objetivo

definidos. Un primer canal debe permitir fluir la información desde la SEC a un

conjunto amplio de interesados. Al efecto, se propone una conferencia de prensa en la

cual la SEC de a conocer los indicadores.

Para el caso de los clientes de las compañías de distribución, un medio que permite una

llegada masiva y de bajo costo, es la utilización de la página web de la SEC, abriendo

un link específico para domiciliar la información pertinente. En la página se debe dar la

opción a que los usuarios comenten la información que están recibiendo, antecedentes

de utilidad para alimentar el proceso que define el siguiente paso). Del mismo modo,

se debe explorar la posibilidad de incluir en la cuenta del servicio que recibe cada

usuario, el ranking de las empresas, invitando, además, a revisar la página web de la

SEC. La frecuencia debiera ser anual, tal como lo hacen otras Superintendencias (por

ejemplo, la SISS).

Referente a las empresas de distribución y académicos, el medio puede ser un poco

más personalizado, por ejemplo, mediante un brochure, acompañado de una carta,

informando sobre el resultado de la información, a través de los indicadores, e

invitando a comentar el proceso.

5. Evaluación del Impacto. Se trata mediante esta evaluación de conocer, en primer lugar,

si se llegó o no al público objetivo con el mensaje deseado. También, averiguar el

grado de respuesta de los segmentos a los cuales está llegando la información,

investigando si la sociedad se está involucrando en un aspecto que le concierne

directamente, como es la evaluación de la calidad de servicio, a fin de realizar los

ajustes correspondientes en la metodología de cálculo de indicadores, de ser requerido.



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S.PDF. Revisado 20/01/14.


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http://www.subtel.gob.cl/2013-09-12-19-32-05/2013-09-12-19-32-45

http://www.subtel.gob.cl/2013-09-12-19-32-05/2013-09-12-19-32-45



ANEXOS



ANEXO 1: INDICADORES ACTUALES

El primer conjunto de indicadores da cuenta del universo existente, lo que permite un

dimensionamiento del mercado eléctrico:

Indicador Global Período Comuna

Propiedad

(Cliente,

Empresa)

Tipo

Tarifa

Tipo de Medidor

(Mecánico,

Electrónico)

1.Total de empalmes

2.Total de equipos de medida

3.Total de puntos de suministros

4.Monto Facturado de energía

base

5.Monto facturado de energía

adicional

Los Indicadores del proceso de Facturación, se presentan a continuación:

Indicador Facturación Período Comuna

Propiedad

(Cliente,

Empresa)

Tipo

Tarifa

Tipo de Medidor

(Mecánico,

Electrónico)

1.Empalmes en que se ha

detectado intervención

2.Equipos de medida en que se ha

detectado intervención en su

registro o block de conexiones

3. Equipos de medida en que se

ha detectado falla interna en su

registro

4.Equipos de medida cambiados

5.CNR facturados cuyo período

irregular es mayor a 6 meses

6. Puntos de suministro no leídos

7.Puntos de suministros

suspendidos con avance de

lectura


facturación provisoria

9. Puntos de suministro que se

han facturado provisoriamente 2

meses seguidos

10. Puntos de suministro que se

han facturado provisoriamente

más de 2 meses seguidos

11.Puntos de suministros no

facturados

12. Puntos de suministros

facturados

13.MWh facturados

14.Puntos de suministro

facturados cuyo consumo

mensual sea mayor o igual a

8.000 KWh



Los Indicadores de Compensación, se presentan en el siguiente cuadro:

Indicador Compensación Período Comuna



2.Monto en compensaciones

facturadas

Los Indicadores de Reclamo, son los siguientes:

Indicador Reclamo Período Comuna Tipo

Reclamo

Tipo

Respuesta

Tiempo

Respuesta

Clientes

Afectados

1.Reclamo ingresado en la

empresa eléctrica

2.Reclamo resuelto en la empresa

eléctrica

3.Reclamo no resuelto en la

empresa eléctrica

Finalmente, los Indicadores de Interrupción se transcriben en el siguiente Cuadro:

Indicador Interrupción Período Comuna Tipo

Interrupción Ruralidad Tipo Causa

1.Total de interrupciones

2.total duración de las

interrupciones

3.Total KVA de los

alimentadores interrumpidos



ANEXO 2: PAUTA ENTREVISTA A ACTORES RELEVANTES

1. ¿Cuál cree Ud., que es el área más débil de las empresas distribuidoras de electricidad,

en el ámbito de la satisfacción de sus usuarios? ¿A qué cree Ud., que se debe esta

situación?

2. ¿Cree Ud., necesario un cambio en la legislación actual referida a la calidad de servicio

de las empresas de distribución eléctrica?¿En qué sentido debiera ser este cambio?

3. ¿Cree Ud., que los mecanismos de compensación a los usuarios son suficientes?

4. ¿Le parece que los indicadores de la SEC son adecuados y suficientes para medir la

satisfacción de los usuarios?

5. ¿Cuáles son las principales fortalezas de estos indicadores, y cuáles sus principales

debilidades?

6. ¿Propondría nuevos indicadores?

7. En caso de proponerlos ¿qué nuevos aspectos debieran ser medidos?, ¿o cómo se podría

mejorar la medición de aspectos ya evaluados a través de los indicadores existentes?



ANEXO 3: PAUTA ENTREVISTA A EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN

1. ¿Cuáles son, a su juicio, los principales problemas que afectan la calidad del servicio de

distribución de energía que presta la empresa? Favor enumerar los tres principales.

2. ¿Sobre qué base se determinó la lista anterior?

3. ¿Cómo se mitiga el impacto a los clientes, de fallas en el proceso de distribución de

energía? ¿Se verifica su conformidad con la mitigación?

4. Favor presentar posición, en el organigrama, de la Unidad responsable de la medición y

evaluación de la calidad de servicio. Incluir funciones y responsabilidades de tal

Unidad.

5. ¿Le parece que los indicadores utilizados por la SEC, establecidos en la Resolución

3378/2011, son adecuados y suficientes para medir la satisfacción de los usuarios?

6. ¿Cuáles son las principales fortalezas de estos indicadores, y cuáles sus principales

debilidades?


8. En caso de proponerlos ¿qué nuevos aspectos debieran ser medidos?, ¿cómo se podría




ANEXO 4: TRANSCRIPCIÓN ENTREVISTAS ACTORES RELEVANTES

Nombre entrevistado: Hernán Calderón

Institución: CONADECUS

Cargo: Presidente

Correo: [email protected]

Fono: 09 / 9824 8276

Entrevistador: Gonzalo Villarino

Fecha: 10/01/14

En primera instancia el entrevistado se muestra renuente a conceder la entrevista (la cual fue

agendada con antelación), pues argumenta que, primero, estos asuntos se debieran analizar en

el Consejo de la Sociedad Civil de la SEC, que aquella sería la instancia adecuada; y segundo,

que este tipo de dinámicas son inútiles pues sólo la presión ciudadana logra modificar en algo

las condiciones de contexto. Las instituciones públicas no consideran a la ciudadanía. No

obstante, finalmente, accede a someterse a la pauta preparada al efecto.

En relación al área más débil de las distribuidoras, el entrevistado menciona la información

que reciben los usuarios, como la dimensión más precaria. La información sería confusa, el

consumidor no entendería ni siquiera las boletas de consumo. El segundo factor de mayor

debilidad son las compensaciones, nuevamente, no existe claridad respecto de los

procedimientos, no están claros los modos ni los montos que las empresas deben compensar

por fallas en la provisión del servicio. Esto se debe a desinterés de las compañías y falta de

fiscalización de la SEC.

Se estima que es necesario un cambio en la legislación. Se ejemplifica con la actual normativa

que permite la instalación de 10 amperes en las casas, lo cual es insuficiente dada la profusión

en el hogar de artículos que precisan electricidad (TV, radios, estufas, calentadores, etc.), por

lo cual ese límite se debiera aumentar, como mínimo, a 20, para aumentar la satisfacción

ciudadana. Dentro de este ámbito de satisfacción, se considera necesario que la ciudadanía

participe en las instancias que determinan la tarifa, la cual, en la actualidad es determinada por

las empresas. El Gobierno debería disponer recursos para una participación ciudadana

informada y responsable. Al respecto, se menciona que la Ley del Consumidor consagra el

derecho ciudadano a esta participación, pero las leyes sectoriales no lo contemplan (en este

caso, la Ley General de Servicios Eléctricos.

Respecto de los mecanismos de compensación, estos se consideran insuficientes. La

compensación es mínima, no tiene en cuenta el daño patrimonial de las pequeñas empresas

(lucro cesante), ni el daño moral de los ciudadanos. En este contexto, se menciona que los

mecanismos para ejercer el derecho a reclamo son de la mayor inutilidad, las empresas,

simplemente, no los consideran. Esto amerita un cambio en la legislación vigente.

Los indicadores que actualmente utiliza la SEC le resultan insuficientes, debieran ser más

reales, tendrían que tener un mayor contenido ciudadano, es decir, estar basados en los

requerimientos de la población.

mailto:[email protected]



En términos de fortalezas, lo principal es que existen, y algo indicarán. Su mayor debilidad es

que no mide directamente la satisfacción de los consumidores. Al respecto, comenta que uno

de los problemas con la satisfacción de los usuarios, es que las empresas tercerizan muchas

actividades, por ejemplo, la lectura de medidores, y por tanto no se hacen responsables, lo que

repercute en un mal servicio.

Si hubiese que proponer nuevos indicadores, habría que desarrollar uno que señalara que el

usuario está consciente de su consumo, es decir, que no objeta las mediciones de la compañía,

en el fondo que confía en la boleta de cobro. Del mismo modo se debiera generar un

indicador respecto el grado de comprensión de la gente respecto de la boleta, pues, a su juicio,

en la actualidad esta es una situación nebulosa. Otro indicador a establecer, tendría que ser

uno que informara sobre el mantenimiento de las redes.

De acuerdo a lo anterior, los nuevos aspectos a ser medidos tienen que ver con la información

que se les entrega a los usuarios que les permita identificar los diversos ítems de la boleta de

cobro, como también información sobre el mantenimiento de las redes.

Nombre entrevistado: Guillermo Jiménez

Institución: Universidad de Chile

Cargo: Subdirector CE-FCFM


Fono: (56 – 2) 2978 4203


Fecha: 14/01/14

Se plantea inicialmente que la realidad de las empresas de distribución es muy distinta, es

decir, una empresas rural no comparte los mismos problemas que una empresa consolidada,

(Chilectra v/s una cooperativa, por eso sería necesario, para responder mejor el cuestionario

desagregar en cada tipo de establecimiento, para no dar respuestas que engloben toda la

industria.

En consonancia con el enunciado previo, cada empresa tiene su propia realidad. Para aquellas

empresas ya consolidadas el área más débil de las distribuidoras, es la relativa a la parte

comercial, en lo que tiene que ver con procesos de facturación y reposición del suministro

(esto es grave especialmente ahora que es necesario un salto tecnológico, por ejemplo a través

de medidores inteligentes, en cuyo caso la facturación sería en tiempo real se permitiría una

realidad tarifaria diversa, permitiendo el cobro del consumo dependiendo de las horas del día,

lo que permitiría una mejor gestión de la demanda). Para las empresas del sector rural, la

mayor debilidad está en la parte técnica como calidad del producto (voltaje), y suministros

(frecuencia y duración de los cortes).

Sería necesario algunas modificaciones legales, en lo referente a:

Calidad de servicio con la Penetración de generación distribuida, donde exista un

mecanismo que permita imputar de quien es la responsabilidad de una falla. En la

actualidad los indicadores no permiten saber de quién es la responsabilidad de una falla;




El sistema de distribución carece de un código de red, esto es no posee una norma

técnica de calidad de servicio, como si la tiene el sistema de transmisión;

No existe manera de medir la calidad del producto y no está claro la frecuencia de la

medición , ni los puntos de medida;

Se estima que los mecanismos de compensación son suficientes, que están bien dirigidos,

pero, en realidad, mientras no se estandarice la calidad del producto, los mecanismos de

compensación no son tan relevantes.

En general, se considera que los indicadores de la SEC son adecuados.

La mayor fortaleza es la propia existencia de los indicadores, dan una noción de lo que está

pasando a nivel de la industria. En tanto que la mayor debilidad, en lo que se refiere a

indicadores de calidad de suministro, es que son muy agregados, no discriminan por proceso,

es decir en qué sector de la empresa fue la falla, a cuantos consumidores se afectó, entre otros.

Habría que considerar algunos indicadores como qué solicitudes presentadas a la red fueron

aprobadas, cuántas rechazadas. Esto es relevante pensando en el net metering y su relación

con los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), en el sentido que las empresas

distribuidoras pueden poner barreras a la entrada a los pequeños generadores (cargarle un

costo exorbitante por conectarse a la red, por ejemplo, obligándolos a realizar inversiones que

van más allá de lo necesario.

Los nuevos aspectos a ser medidos tienen que ver con la información, en este caso, sobre el

resultado de las solicitudes presentadas a la red de distribución.

Nombre entrevistado: Enrique López y Rodrigo López

Institución: Universidad de Concepción

Cargo: Académicos


Fono: (56 – 41) 220 4747


Fecha: 14/01/14

Se analiza, en primer término el concepto de calidad. Estiman los entrevistados que al

respecto hay dos conceptos: Power quality y Reliability quality, se referirán al segundo de

ellos.

Se considera que un aspecto de debilidad es la encuesta que se desarrolla cada año, usada

como insumo, para el ranking de las empresas, pues no es correcto que esta encuesta la hagan

empresas privadas, debiera ser encargada a las universidades que no tienen intereses, ni fines

particulares. Adicionalmente, el área comercial es la que representa la mayor debilidad en el

ámbito de la calidad del servicio.

Sí, tendría que haber un cambio legislativo (que no necesariamente debe ser la dictación de

una nueva ley, pues bien podría ser la modificación de una Resolución o de un Reglamento)




especialmente en el sector rural, se debiera exigir una mayor automatización, pues en la

actualidad estas empresas descansan en las cuadrillas, no sólo para resolver problemas sino

para detectarlos, cuando esto debiera ser un proceso automático.

El actual sistema de compensación no discrimina entre distintos tipos de clientes, se compensa

a todos por igual, de acuerdo al valor de la energía no consumida, pero sin tener en

consideración que el valor del daño provocado, por ejemplo, por un corte, puede alcanzar una

magnitud distinta dependiendo del usuario (en el fondo, se debiera compensar, como mínimo,

por la energía no consumida, pero se debiera, adicionalmente, establecer un pago por ―daño

moral‖.

Respecto de los indicadores, se plantea que la SEC sigue viendo el mercado eléctrico con ojos

de los años ochenta, donde la consideración del usuario no era relevante. Es necesario un

cambio de paradigma. Se estima que la SEC está capturada por las empresas reguladas y los

consumidores no tienen mayor posibilidad de expresión ante este organismo regulador. En ese

contexto, falta un indicador que evalúe, directamente, la satisfacción de los usuarios. De igual

forma, cabe la consulta respecto la base sobre las cuales se asientan los parámetros usados en

el mercado nacional ¿de dónde sales esos valores?, ¿cómo se determinaron?, ¿qué estudios

avalan las normas existentes? Se tiene la impresión que esos valores son acuerdos políticos

entre el regulador y las empresas.

Los actuales indicadores miden, por ejemplo, la tasa de fallas, entre otras materias, por lo que

tienen alguna utilidad, lo cual sería su fortaleza. No obstante su mayor debilidad es que los

cálculos se hacen sobre la base de la potencia, esto significa que a mayor potencia, mayor es la

ponderación. Esto se podría corregir estableciendo un tratamiento por cliente, independiente

de la potencia que ocupe.

En lo que respecta a nuevos indicadores recomiendan analizar la experiencia de otros países,

en particular, de la Unión Europea, Estados Unidos, pues no se trata de ponerse creativos en

una materia que ya ha sido estudiada y analizada en otras latitudes.

Como no se plantean nuevos indicadores, se recomienda inspección bibliográfica, no se

consideran aspectos a ser medidos.

Nombre entrevistado: Stefan Larenas

Institución: ODECU

Cargo: Presidente


Fono: (56 – 2) 2671 4678


Fecha: 15/01/14

En primer término, para hablar de calidad de servicio de las empresas de distribución, es

necesario discriminar por regiones, no se puede hablar en general, dada la diversa realidad que

enfrentan las distribuidoras en la Región Metropolitana v/s las de otras regiones.




En ese contexto, la mayor debilidad tiene que ver con la información de la boleta, su lectura

constituye un asunto complejo para la mayoría de los usuarios. Algunas empresas hacen

esfuerzos por mejorar esta situación (aunque es necesario reconocer, por ejemplo, el trabajo de

Chilectra en este aspecto). Otro tema, en este ámbito es que la SEC define los precios nudo,

cada seis meses, luego viene el proceso de adaptación y se cobra en forma retroactiva, a través

del ítem reliquidación. Ese cobro confunde a los usuarios, pues muchos creen que se está

repactando una deuda, lo cual no es así. Los consumidores hoy están más atentos, por lo que

se precisa mayor y mejor información de parte de las distribuidoras. Esto se ha observa en la

forma cómo la CGE está cambiando sus procedimientos de atención luego de la demanda

colectiva entablada contra la compañía. Se menciona como atentatorio a la calidad de servicio

lo que está ocurriendo con el cambio en los medidores, desde medidores tradicionales a los

llamados inteligentes, pues se han cometido muchos errores en los cobros (se menciona el

caso de Chilectra en Huechuraba), se estima que la SEC debiera estar encima de este proceso

de cambio tecnológico. Finalmente, se considera una debilidad que afecta la calidad de

servicio (aunque no sólo de las empresas, sino del entramado institucional), la forma de

determinar las tarifas. En este proceso participa el Estado, como garante del bien común y las

empresas, el tema es que los consumidores no están presentes en esta negociación, pese a que

serán ellos que deban soportar el costo del consumo de la energía eléctrica en sus actividades

cotidianas.

Se considera pertinente establecer dos cambios en la legislación, por un lado, un cambio que

obligue a las empresas a pagar, cuando se producen cortes u otras fallas en el suministro, por

el daño real de cada usuario, y no una suma idéntica para cada afectado. El segundo, relativo a

la incorporación de los consumidores a los procesos de tarificación.

Respecto las compensaciones, se estima que el sistema existente no es suficiente. Por

ejemplo, cuando se produce un corte no programado, la SEC puede aplicar multas a las

compañías responsables, lo cual puede ser respondido por las empresas que tienen el derecho

de apelar, lo cual hace que los plazos se estiren en el tiempo, pudiendo durar años los

incordios. Además, se señala que los beneficios de las multas son para el Estado, no para las

personas. Antiguamente, ante una disconformidad con la distribuidora, cada usuario afectado

debía recurrir sólo ante la justicia, lo cual desalentaba la presentación de demandas,

actualmente, existe la opción de entablar demandas colectivas, lo cual hace más fácil la

participación ciudadana, pero igual está el tema de la extensión en el tiempo de los resultados

de dicha acción judicial. Adicionalmente, el pago, en el caso que la acción emprendida se

ganase, es parejo, por tanto, independiente del daño que efectivamente haya experimentado el

usuario.

No existe opinión sobre los indicadores pues los desconoce. Se menciona la necesidad que la

SEC entregue mayor información al respecto.

En vez de proponer nuevos indicadores se enfatiza que se deben dar a conocer los actuales,

que la ciudadanía no los conoce, lo cual dificulta la posibilidad que estos sean analizados

críticamente. Debieran ser objeto de una mayor promoción de parte de la SEC para su

conocimiento universal.



Nombre entrevistado: Nelson La Fuente

Institución: SERNAC

Cargo: Profesional

Correo:

Fono: (56 – 2) 2978 4203


Fecha: 20/01/14

El entrevistado declara no conocer los indicadores de la SEC, por tanto se referirá, en términos

generales, a lo diversos ámbitos de las preguntas de la pauta.

No tiene información para abordar el tema de las áreas más débiles de las compañías de

distribución eléctrica. No obstante, considera, dada la experiencia de SERNAC, que a veces

las empresas se comprometen a compensar y no lo hacen, por lo que esta pudiera, también ser

un área de debilidad de las eléctricas.

No se refiere a cambios en la legislación, mecanismos de compensación, ni a los indicadores,

pues carece de antecedentes.

Menciona como aspectos relevantes en el proceso de atención al cliente, la cobertura, es decir

la posibilidad que los consumidores puedan hacer reclamos desde cualquier lugar.

Un aspecto que se menciona es que el proveedor puede acceder a la página del SERNAC y

conocer el proceso.

Se ha puesto énfasis en el tipo de respuestas que dan los proveedores, es decir, no se admiten

respuestas del tipo ―no se dispone de antecedentes, pues el tema está en la fiscalía de la

empresa‖, el proveedor debe dar una respuesta como empresa y no escudarse en que el tema

está en tal o cual departamento.

Nombre entrevistado: Eugenio Araya

Institución: Empresas Eléctricas A.G.

Cargo: Director Técnico


Fono: (56 – 2) 2203 6427


Fecha: 27/01/14

En relación a las áreas de mayor debilidad, es importante tener en consideración que el

servicio que prestan las empresas concesionarias de distribución es un servicio regulado y por

lo tanto debe seguir las señales de la empresa modelo definida por el regulador. Por esta razón,

las distintas áreas que conforma la estructura de las empresas distribuidoras se encuentran

diseñadas y ajustadas a lo que el actual marco regulatorio permite. Dicho eso, no se visualizan

áreas más fuertes o débiles que otras en el ámbito de satisfacción de los usuarios ya que todas

las áreas están orientadas al objetivo común de dar servicio a quien lo solicite y con la calidad

de servicio que establecen los reglamentos. Sin perjuicio de ello, se visualizan puntos débiles



que si inciden de manera importante en la satisfacción de los usuarios y cuyo control no

depende de las distribuidoras ya que son originados por agentes externos. Dichos aspectos son:

Fenómenos climáticos extremadamente adversos – Fuerza mayor

Choque a postes

Robo de conductores

Vandalismo

Hurtos de energía eléctrica

Reliquidaciones por atrasos en los procesos tarifarios.

Exceso de Información en las Boletas que desorienta al cliente.

Sobre la legislación actual en materia de calidad de servicio, esta define claramente los

lineamientos que es necesario tener como referencia para su adecuado desarrollo y control, sin

embargo, como toda norma puede ser perfeccionada de acuerdo con los resultados de su

aplicación. Específicamente consideramos que puede ser perfeccionada en los siguientes

aspectos:

Pago de compensaciones por problemas ajenos a la distribución. En nuestra opinión, la

normativa sobre pago de compensaciones aguas arriba de las redes de distribución,

adolece de dificultades y deficiencias tanto prácticas como de carácter conceptual. En

efecto, las EEDD han venido pagando, en forma automática y sin ningún inconveniente,

las interrupciones originadas por fallas en las redes de distribución, no así las

interrupciones no imputables a dichas concesionarias originadas en los Sistemas de

generación-transmisión, salvo algunas excepciones, por no existir un procedimiento

claro que resuelva el vacío legal que desde un inicio ha existido en el artículo 16 b de la

Ley 18.410, que ordena el pago de dichas compensaciones.- y que hasta ahora ha vuelto

impracticable el pago de esta categoría de compensaciones a los clientes. Por esta razón

es necesario establecer una fórmula legal que permita la repetición expedita de los

montos que deban ser pagados por este concepto a los clientes por las EEDD.

Encuesta de Calidad de Servicio Eléctrico (ECSE). El artículo 143 de la Ley Eléctrica,

referente a medición de la calidad de servicio, establece que las empresas deberán

efectuar una encuesta representativa a clientes de su concesión, una vez al año, según los

procedimientos especificados por la Superintendencia. Al respecto, estudios realizados

por las empresas Adimark y Feedback, basados en los resultados de la aplicación de esta

norma, indican que es necesario perfeccionar los siguientes aspectos:

o Formulario de la encuesta. El lenguaje utilizado no es simple de entender ya que

utiliza términos técnicos y se mezclan preguntas de escala 1 a 7, con preguntas

dicotómicas de sí y no; por esta razón Empresas Eléctricas A.G. ha planteado a

SEC la necesidad de reformular las preguntas de la ECSE utilizando un lenguaje

menos técnico.

o Selección de la muestra. Las unidades muestrales de primera etapa corresponden a

alimentadores, que son las agrupaciones que finalmente se busca representar. Si

bien esta definición puede representar ciertos elementos operativos, en términos de

satisfacción de los clientes es más representativo utilizar etapas que den cuenta de

la distribución poblacional efectiva, como conjuntos de viviendas contiguas, con el



propósito de evitar la sobrerrepresentación – y como contraparte la sub

representación – de grupos importantes de población.

En referencia a los mecanismos de compensación, tal como se indicó anteriormente uno de los

aspectos que es necesario mejorar es el pago de las compensaciones que se generan por causas

ajenas a la responsabilidad de las empresas concesionarias y que se originan en los segmentos

ubicados aguas arriba de las redes de distribución. Esto se produce justamente por no existir

un procedimiento claro que resuelva el vació legal que desde un inicio ha existido en el

artículo 16 b de la Ley 18.410 y que, hasta ahora (salvo algunas excepciones); ha vuelto

impracticable el pago de esta categoría de compensaciones a los clientes.

Los actuales indicadores son consideramos adecuados ya que permiten tener una visión

representativa y global de la calidad de servicio y además permiten monitorear adecuadamente

el comportamiento operativo de las gestiones que, salvo las excepciones externas

anteriormente indicadas, son mayormente percibidos por los clientes.

La principal fortaleza es que fueron determinados y consensuados por todos los agentes de la

industria y su actual aplicación por parte de las empresas los mantiene plenamente vigentes.

Su debilidad está en que algunos de estos indicadores, en particular los asociados a la

resolución 3378/2011 requieren la información a nivel comunal la que no siempre está

disponible con esa desagregación. Su estimación resta exactitud a dichos indicadores.

Se considera que los actuales indicadores son suficientes, sin embargo siempre es posible crear

nuevos indicadores. De existir dichas necesidad, la que por ahora no visualizamos al interior

de la industria, esta debería ser evaluada con detención y con la participación de las empresas,

para no introducir señales que desvíen la atención de lo principal.



ANEXO 5: TRANSCRIPCIÓN ENTREVISTAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN

Compañía: CGE



Los principales problemas que afectan la calidad del servicio se relacionan con la calidad

del suministro (A) y la calidad del servicio comercial (B).

A) Problemas que afectan la calidad de suministro

1.- Desde el punto de vista regulatorio, el principal problema se presenta en relación a las

interrupciones y suspensiones del suministro eléctrico ocurridas en instalaciones ajenas a

las de distribución (transmisión y generación) y que ocasionan la pérdida de suministro en

grandes áreas de las instalaciones de distribución afectando a un gran número de clientes.

El problema de estas interrupciones o suspensiones del suministro es que son masivas y

las empresas distribuidoras no cuentan con ninguna herramienta para hacerles frente o

prevenirlas. O sea, son inevitables para las distribuidoras.

Sin embargo, en los últimos años la autoridad ha instruido a las empresas distribuidoras el

pago a sus clientes finales de las compensaciones contempladas en el artículo 16 B de las

Ley Nº 18410, en circunstancias que la causa de interrupción o suspensión no les es

imputable.

Esta compensación es pagada por cuenta y riesgo de las concesionarias, sin que las

empresas propietarias de las instalaciones en que ocurre la interrupción o suspensión

asuman ningún costo inmediato.

Lo anterior trae como consecuencia un perjuicio directo para las distribuidoras que deben

pagar inmediatamente por una interrupción o suspensión ocasionada por otras empresas

del sistema, a la vez que constituye un incentivo perverso: las empresas que provocan la

interrupción o suspensión, al no tener que responder frente a los usuarios por la falta de

suministro no reciben ninguna señal para evitar que estas suspensiones o interrupciones

ocurran en el futuro.

Por lo anterior, es necesario establecer, en esos casos, un mecanismo que permita a las

distribuidoras recibir los montos correspondientes, de parte de los responsables de las

interrupciones, con anterioridad a que se compense a los clientes finales o, en su defecto,

que se les permita repetir de manera expedita contra esos responsables.

2.- Desde el punto de vista operativo, existe un grupo de agentes que ocasionan fallas de

fuerza mayor que generan situaciones muy problemáticas para la empresa y de este grupo

destacan los siguientes:

Fenómenos climáticos severos

Talas d árboles efectuadas por terceros, sin aviso



Robo de conductores y vandalismo

Hurto de energía eléctrica

Hacemos presente que, en los últimos años, han existido dificultades en la calificación

como de ―fuerza mayor‖ de algunas interrupciones de suministro, especialmente cuando

ellas tienen su origen en condiciones climáticas extremas. En efecto, los criterios con que

la autoridad ha efectuado esas calificaciones no han sido únicos, encontrándose que

eventos similares han sido tratados d manera distinta. Además, no ha existido coherencia

con la aplicación de estos criterios y aquéllos que emplea la propia autoridad al momento

de fijar el Valor Agregado de Distribución de las empresas.

En relación con los hurtos de energía eléctrica, el hecho que los clientes se ―cuelguen a las

redes‖ como el que consuman en exceso por sobre las capacidades de sus empalmes,

provoca cortocircuitos o sobrecargas, respectivamente. Esto afecta a los clientes vecinos

debido a la operación de las protecciones con los consecuentes reclamos por parte de los

clientes que quedan sin suministro.

B) Problemas que afectan la calidad de servicio comercial.

En lo relativo con la calidad comercial, las mayores dificultades tienen que ver con el

exceso de información contenida en las boletas para los clientes finales sujetos a fijación

de precios.


La empresa posee registros técnicos y computacionales de los eventos que afectan a las

redes y al servicio a los clientes, y en base a ellos se han efectuado los análisis para

seleccionar y proponer esta lista.

Adicionalmente, se ha tenido en cuenta la cantidad de reclamos y consultas de los

clientes, así como su tipología.



La empresa desarrolla planes de inversión para la renovación de la red y el aumento de su

capacidad para absorber el crecimiento de los consumos, con el fin de mantenerla en

condiciones aptas.

Paralelamente, se aplican y ejecutan periódicamente actividades de mantenimiento de las

instalaciones para mantener y mejorar la continuidad de suministro entregada a los

clientes, y conservar la red en condiciones seguras.

No obstante, la red puede verse afectada por agentes que provocan fallas en ésta, para lo

cual los sistemas automáticos de protecciones (interruptores, reconectadores,

seccionadores fusible) actúan en tiempos brevísimos (milisegundos) des-energizando

aquella zona fallada con el fin de proteger la seguridad de las personas y las cosas. Así, la



desconexión automática del tramo afectado es en sí la primera mitigación del impacto de

la falla, aunque conduzca a una interrupción de suministro.

Una adecuada disposición topológica de estos equipos, junto a técnicas de coordinación

de protecciones y ajuste de las unidades de control, permite reducir al mínimo la zona

afectada por una falla.

El efecto de una desconexión debido a falla también es mitigado por la capacidad de

reconfigurar la red de distribución de modo de conducir la energía a través líneas de

respaldo, que permiten transferir los consumos.

Una vez ocurrida la interrupción, la atención de la emergencia se coordina desde Centros

Zonales de Operación, los que comandan el despliegue de brigadas compuestas por

personal técnico altamente calificado, que posee sistemas autónomos de

radiocomunicaciones, sistemas de respaldo de telefonía satelital y una robusta cadena

logística de materiales y equipos de repuesto. Este despliegue de recursos opera

continuamente 24/7 en un régimen de rol de turnos.

Posteriormente, las fallas son analizadas para estudiar sus causas e incorporar los

mejoramientos que correspondan en el nivel de operaciones y/o a nivel de la ingeniería de

la red.

La conformidad del cliente se verifica indirectamente mediante el análisis de los acuerdos

de niveles de servicio (ANS) de las brigadas de atención de emergencia, que incluye una

encuesta a una muestra estadística representativa de clientes. Además se cuenta con

información de telemetría que llega al Centro Zonal de Operación desde unidades

detectoras de presencia/ausencia de tensión en la red, que entrega señales tempranas de las

etapas de re-energización de la red, post falla.

Adicionalmente, en el segmento de distribución, en aquellos casos en que el tiempo de

indisponibilidad de suministro supera el estándar definido en el reglamente, se aplica un

mecanismo de compensación monetaria, por la energía no suministrada, a los clientes

finales sujetos a fijación de precios.

4. Favor presentar posición, en el organigrama, de la unidad responsable de la medición y

evaluación de la calidad de servicio. Incluir funciones y responsabilidad de tal unidad.

Las áreas responsables de la medición y evaluación de la calidad de servicio entregada a

nuestros clientes son: la Subgerencia de Operaciones y Mantenimiento y la Subgerencia

Comercial, en sus ámbitos correspondientes. Ambas Subgerencias reportan a la primera

línea ejecutiva de la empresa correspondiente a la Gerencia de Ingeniería y Operaciones y

a la Gerencia Comercial, respectivamente.

En particular, la Subgerencia de Operaciones y Mantenimiento tiene un reporte directo

desde el Departamento de Calidad de Servicio y Procesos Regulatorios.





Los actuales indicadores nos parecen adecuados.

6. ¿Cuáles son las principales fortalezas de estos indicadores, y cuáles sus debilidades?

La principal fortaleza es que fueron determinados y validados por todos los agentes de la

industria, son simples de entender, y a través de los años se han consolidado en su

aplicación.

Una de sus debilidades es que los indicadores técnicos de continuidad de suministro,

siendo estadísticos, aún presentan diferencias metodológicas respecto a criterios

internacionales de tratamiento de causales de fuerza mayor que escapan al control de las

empresas, como por ejemplo en casos de efectos de agentes climáticos severos que no

deberían ser incluidos en la estadística de la calidad de suministro.


Como ya se indicó, en nuestra opinión los actuales indicadores son suficientes. De existir

la necesidad de definir nuevos indicadores, la que por ahora no visualizamos, ésta debería

ser evaluada con profundidad y con la participación de las empresas, de modo de verificar

previamente que los estándares que se propongan sean coherentes con los empleados en

los procesos de determinación del Valor Agregado de Distribución.

8. En caso de proponerlos ¿Qué nuevos aspectos deberán ser medidos?, ¿Cómo se podría


No se proponen nuevos indicadores.

Compañía: COELCHA

1.- a.- Caída de árboles fuera de la faja de seguridad que provocan interrupción de servicios

b.- Reliquidaciones que se cargan en la boleta mensual al usuario, las que generan dudas,

consultas y malestar en los clientes

c.- Formato de las boletas y facturas de difícil comprensión por parte de los clientes lo que

significa innumerables respuestas y aclaraciones por parte de nuestro personal.

2.- La base para determinar lo anterior fue ante un análisis de los reclamos y consultas

efectuados por nuestros clientes, determinando que estos fueron los problemas más

recurrentes.

3.- Una vez ingresado el reclamo nos comunicamos de forma personal con el cliente y se le

solicita su satisfacción respecto a la respuesta entregada. En el caso de fallas en el

suministro posterior a que este sea repuesto verificamos telefónicamente con clientes del

sector afectado que se haya solucionado el problema. Si la suspensión del suministro se

debe a causas que ameritan compensación de acuerdo a la ley, esta se materializa en la

siguiente boleta o factura.



4.- Cooperativa Eléctrica Charrúa no dispone de una Unidad Responsable de la Medición y

Evaluación del Servicio de manera exclusiva, sin embargo por ser empresa certificada

ISO 9001-2008 existe una política de calidad que nos obliga a cumplir con la legislación

vigente y para esto los departamentos Comercial y Regulación y Explotación y Obras

son los responsables de evaluar y definir las acciones necesaria para dar satisfacción al

cliente. Estos departamentos se reportan directamente a Gerencia General. Como

parámetros se utilizan la Encuesta de Calidad de servicios y los reclamos y consultas.

5.- Los indicadores SEC de la Resolución 3378/2011 nos parecen adecuados para medir la


6.- Una de las principales fortalezas de estos indicadores es que permite a la autoridad

conjugar su análisis de la calidad de servicio asociando un indicador a un área geográfica

en particular. Esto debido a que se consideran indicadores agregados por comuna que

permiten efectuar un análisis transversal e independiente de la empresa prestadora,

permitiéndole identificar diferentes realidades y posibles soluciones.

Como debilidad podemos decir que estos indicadores permiten establecer claramente el

control y cumplimiento de las empresas concesionarias respecto a la normativa vigente

asociada a la calidad de servicio, pero no reflejan directamente una opinión de la

satisfacción del cliente por el servicio recibido a excepción de los indicadores de

reclamos. En este sentido nuestra empresa considera la Encuesta de Calidad de Servicio

que se efectúa anualmente por orden de la SEC y que recoge el parecer cualitativo y

cuantitativo de nuestro servicio en diversos ámbitos.

7. No, debido a que la oportunidad de conocer aspectos como la calidad de servicio

eléctrico, servicio técnico, medidor y canales de atención al cliente son entregados por la

Encuesta de Calidad de Servicio. De aquí hemos podido apreciar por ejemplo que algunos

clientes expresan no entender cargos que tienen que ver principalmente con las

Reliquidaciones por decretos tarifarios.

Compañía: EDELMAG



Las situaciones que más afectan la calidad de servicio de Edelmag dicen relación con

interrupciones de suministro y son generadas por fallas de fuerza mayor, entre las que se

destacan las siguientes:

Fenómenos climáticos severos.

Interacción con aves nativas.

Acciones vandálicas.




La respuesta anterior se determinó en base a estadísticas técnicas y comerciales,

resultados de las encuestas de calidad servicio y en la opinión de diversos involucrados.

Adicionalmente, se ha tenido en cuenta la cantidad de reclamos y consultas de los

clientes, así como su tipología.



Edelmag constantemente incluye en sus planes de inversión obras orientadas a mejorar la

continuidad y seguridad del servicio. Una de estas obras consiste en la instalación de

equipos maniobra que otorgan mayor flexibilidad a las redes, permitiendo reconfigurar la

red de distribución con el fin de transferir los consumos a través de líneas de respaldo,

logrando entre otros propósitos, mitigar los efectos de una falla. Por otra parte, la

adecuada ubicación de equipos de protección como reconectadores y su correcta

coordinación, permiten en un breve tiempo desenergizar la zona afectada por una falla,

protegiendo a las personas y cosas, siendo esta la primera acción de mitigación, aunque

conduzca a una interrupción de suministro.

Los planes de mantención periódica de la empresa, incluyen entre sus actividades la

revisión y ajuste de los equipos de maniobras y de protecciones.

Como parte de los procedimientos de emergencia, las áreas de operaciones reciben las

solicitudes de atención, evalúan la magnitud de la falla y coordinan los recursos

necesarios para abordar la solución.

Además, en forma permanente se dispone de un supervisor de turno en cada sistema

eléctrico, para coordinar las actividades de resolución de fallas que ocurren en horario no

hábil, quien para eventos relevantes coordina con el Departamento de Comunicaciones

para en el más breve plazo informar a los medios de comunicación y a las autoridades

pertinentes las causas, efectos y tiempos aproximados de normalización.



En EDELMAG no existe un área que concentre la responsabilidad de la medición y

evaluación de la calidad del servicio eléctrico.

La información requerida para los Indicadores de Control, es entregada por los siguientes

departamentos:

Departamento de Facturación: indicadores globales y de facturación.

Departamento de Operaciones Comerciales: indicadores de reclamos.

Departamento Gestión de Activos y Calidad de Suministro: indicadores de

interrupciones y compensaciones.








industria, son simples de entender, y a través de los años se ha consolidado en su

aplicación.




empresas, como por ejemplo en casos de efectos de agentes climáticos severos que no

deberían ser incluidos en la estadística representativa de la calidad de suministro.


En nuestra opinión, los actuales indicadores son suficientes. De existir la necesidad de

definir nuevos indicadores, la que por ahora no visualizamos, ésta debería ser evaluada

con profundidad y con la participación de las empresas, de modo de verificar previamente

que los estándares que se propongan sean coherentes con los empleados en los procesos

de determinación del Valor Agregado de Distribución.




Compañía: CHILECTRA



a. Demoras en las publicaciones de decretos que afecten las cuentas a pagar por los

clientes e información en la boleta:

Las demoras en los decretos tarifarios: precios de nudo, tarifas de distribución,

subtransmisión y otros, que influyen en las cuentas a pagar por los clientes, implican

reliquidaciones que frecuentemente generan confusión en los usuarios, afectando la

percepción de claridad en la facturación y en definitiva la calidad de servicio comercial

percibida por los clientes. A lo anterior se suma la información, a nuestro juicio

excesiva, que actualmente incorpora la boleta, que también produce confusión e

insatisfacción de usuarios.

b. Soluciones tecnológicas para mejorar satisfacción de clientes:

Chilectra cumple ampliamente los estándares de continuidad y dispone de un plan para

continuar mejorando los índices globales normativos señalados en el Reglamento

Eléctrico DS327 de 1997, respecto de duración y frecuencia. No obstante la mejora

alcanzada en los últimos años, los clientes demandan duraciones cada vez menores en



los cortes de suministro. En el escenario actual con la ciudad más extendida hacia la

periferia y un evidente congestión en tráfico vehicular que hace más lento el traslado

de personal operativo, creemos que migrar rápidamente a redes de distribución en

media y baja tensión más automatizadas y respaldadas, ayudará a seguir reduciendo los

tiempos de interrupción de suministro.

c. Dificultades por intervención, autorización de terceros:

Los efectos asociados a terceros, tales como accidentes de tránsito que afectan redes

aéreas (postes chocados), intentos de hurto de energía, robo de conductor, el

impedimento de acceso a recintos de terceros para efectuar podas y las autorizaciones

de algunas instituciones para efectuar trabajos de mejora y construcción, afectan la

calidad de servicio en materia de interrupciones.


Lo anterior se determinó en función de las últimas estadísticas técnicas, comerciales y

en encuesta de percepción de calidad de servicio.



Formalmente la mitigación de las fallas se realiza mediante los mecanismos de

compensación establecidos en la regulación vigente, sin embargo Chilectra viene

realizando esfuerzos importantes actuando preventivamente con mantenimientos

integrales y planes de expansión, y luego actuando rápidamente en caso de producirse

interrupciones, utilizando nuevas tecnologías y respaldos disponibles en partes de nuestra

red. Se han implementado también acciones para mejorar el contacto, recepción y entrega

de información a nuestros clientes a través de nuestro Contact Center, oficinas

comerciales y las redes sociales, los cuales han sido muy bien valorados.



Indicar la posición, responsabilidad y funciones, según la realidad de cada empresa.

Gerencia Comercial: La Gerencia Comercial, a través de la Subgerencia de Mercado

Residencial y Pymes, dispone del Área Relación con Clientes quien tiene la

responsabilidad de gestionar las presentaciones y la entrega de información a la SEC.

Adicionalmente, es la encargada de controlar los reclamos realizados a la autoridad y

preocuparse de la realización de la encuesta ECSE que permiten finalmente realizar el

Ranking que se efectúa todos los años.

Adicionalmente, la información que SEC ha requerido por medio de la Res. Exe. Nº

3378/2011, es centralizada y remitida mensualmente a través de Área Explotación y

Recaudación de la Subgerencia de Operaciones Comerciales de Gerencia Comercial

(entendiendo que es esa la información que Ministerio Energía considera válida y base de

la consulta planteada en esta carta).



Gerencia Técnica: La Gerencia Técnica posee una estructura que permite gestionar la

información de operación de la red, y que en última instancia genera reportes con

directrices en materia de calidad suministro, causas de afectación, tareas y focos en los

cuales posibilitar el desarrollo eléctrico en materia de seguridad y cumplimientos

normativos, al punto de concretar y coordinar requerimientos de la autoridad relacionados

con la fiscalización de la calidad suministro, la infraestructura que dispone la

concesionaria emplazada en el área de concesión, cálculo y determinación de los

principales parámetros en materia de calidad servicio, validación de la información de

fiscalización enviada a la autoridad, entre otros.

La dependencia funcional en el organigrama d la organización es:



Los índices actuales nos parecen adecuados, por cuanto estos representan de buena forma

la realidad de la empresa y se encuentran muy internalizados en los procesos de mejora

continua. Estos han permitido focalizar una serie de acciones de mejora de calidad de

servicio en Chilectra tanto en ámbito técnico como comercial y que han sido muy

valorados por nuestros clientes. Si la autoridad tiene la intención de modificar/incorporar

indicadores, creemos que ellos deben responder a un análisis profundo y una discusión

amplia entre las empresas y la autoridad. Los indicadores de servicio no sólo deben

representar adecuadamente los aspectos que se requiere mejorar, sino también los

estándares asociados y elementos causales que aporten al índice, todo ello recogiendo l

realidad de la industria.

Por otra parte en materia de encuestas, también relacionado a los indicadores de calidad

de servicio, hoy se utiliza la encuesta ECSE, ordenada por la Superintendencia. De

acuerdo a lo señalado en el Reglamento Eléctrico (D.S. 327), la cual nos permite tener una

medición global de la calidad de servicio que ofrecemos. Esta última encuesta, tal como lo



hemos planteado en oportunidades anteriores, consideramos que debe ser perfeccionada

para ser más representativa de la calidad brindad por las empresas. En este sentido

destacamos que las empresas del sector han elaborado una propuesta de

perfeccionamiento, la cual fue entregada a l Superintendencia de Electricidad y

Combustibles para su análisis.


La principal fortaleza es que fueron determinados y consensuados por todos los agentes

de la industria durante un trabajo conjunto de la SEC con la industria eléctrica

(concesionarias) y actualmente se encuentran muy internalizados en los procesos y

proyectos de mejoramiento de la calidad de servicio.


Ver respuesta a preguntas 5 y 6.



Ver respuestas a preguntas 5 y 6.

Compañía: CONAFE, EMEL



Los principales problemas que afectan la calidad del servicio se relacionan con la calidad

del suministro (A) y la calidad del servicio comercial (B).

A) Problemas que afectan la calidad de suministro.

1.- Desde el punto de vista regulatorio, el principal problema se presenta en relación a

las interrupciones y suspensiones del suministro eléctrico ocurridas en instalaciones

ajenas a las de distribución (transmisión y generación) y que ocasionan la pérdida de

suministro en grandes áreas de las instalaciones de distribución afectando a un gran

número de clientes.

El problema de estas interrupciones o suspensiones del suministro es que son masivas

y las empresas distribuidoras no cuentan con ninguna herramienta para hacerles frente

o prevenirlas. O sea, son inevitables para las distribuidoras.

Sin embargo, en los últimos años la autoridad ha instruido a las empresas

distribuidoras el pago a sus clientes finales de las compensaciones contempladas en el

artículo 16 B de la Ley N° 18410, en circunstancias que la causa de interrupción o

suspensión no les es imputable.



Esta compensación es pagada por cuenta y riesgo de las concesionarias, sin que las

empresas propietarias de las instalaciones en que ocurre la interrupción o suspensión

asuman ningún costo inmediato.

Lo anterior trae como consecuencia un perjuicio directo para las distribuidoras que

deben pagar inmediatamente por una interrupción o suspensión ocasionada por otras

empresas del sistema, a la vez que constituye un incentivo perverso: las empresas que

provocan la interrupción o suspensión, al no tener que responder frente a los usuarios

por la falta de suministro no reciben ninguna señal para evitar que estas suspensiones

o interrupciones ocurran en el futuro.

Por lo anterior, es necesario establecer, en esos casos, un mecanismo que permita a las

distribuidoras recibir los montos correspondientes, de parte de los responsables de las

interrupciones, con anterioridad a que se compense a los clientes finales o, en su

defecto, que les permita repetir de manera expedita contra esos responsables.

2.- Desde el punto de vista operativo, existe un grupo de agentes que ocasionan fallas

de fuerza mayor que generan situaciones muy problemáticas para la empresa y de este

grupo destacan los siguientes:

Fenómenos climáticos severos.

Talas de árboles efectuadas por terceros, sin aviso.

Robo de conductores y vandalismo.

Hurtos de energía eléctrica.

Hacemos presente que, en los últimos años, han existido dificultades en la

calificación como de ―fuerza mayor‖ de algunas interrupciones de suministro,

especialmente cuando ellas tienen su origen en condiciones climáticas extremas. En

efecto, los criterios con que la autoridad ha efectuado esas calificaciones no han sido

únicos, encontrándose que eventos similares han sido tratados de manera distinta.

Además, no ha existido coherencia con la aplicación de estos criterios y aquéllos que

emplea la propia autoridad al momento de fijar el Valor Agregado de Distribución de

las empresas.

En relación con los hurtos de energía eléctrica, el hecho que los clientes se ―cuelguen

a las redes‖ como el que consuman en exceso por sobre las capacidades de sus

empalmes, provoca cortocircuitos o sobrecargas, respectivamente. Esto afecta a los

clientes vecinos debido a la operación de las protecciones con los consecuentes

reclamos por parte de los clientes que quedan sin suministro.

B) Problemas que afectan la calidad del servicio comercial.

En lo relativo con la calidad comercial, las mayores dificultades tienen que ver con el

exceso de información contenida en las boletas para los clientes finales sujetos a

fijación de precios.




La empresa posee registros técnicos computacionales de los eventos que afectan a las

redes y al servicio a los clientes, y en base a ellos se han efectuado los análisis para

seleccionar y proponer esta lista.

Adicionalmente, se ha tenido en cuenta la cantidad de reclamos y consultas de los clientes,

así como su tipología.



La empresa desarrolla planes de inversión para la renovación de la red y el aumento de su

capacidad para absorber el crecimiento de los consumos, con el fin de mantenerla en

condiciones aptas.

Paralelamente, se aplican y ejecutan periódicamente actividades de mantenimiento de las

instalaciones para mantener y mejorar la continuidad de suministro entregada a los

clientes, y conservarla red en condiciones seguras.

No obstante, la red puede verse afectada por agentes que provocan fallas en ésta, para lo

cual los sistemas automáticos de protecciones (interruptores, reconectadores,

seccionadores fusible) actúan en tiempos brevísimos (milisegundos) des-energizando

aquella zona fallada con el fin de proteger la seguridad de las personas y las cosas. Así, la

desconexión automática del tramo afectado es en sí la primera mitigación del impacto de la

falla, aunque conduzca a una interrupción de suministro.

Una adecuada disposición topológica de estos equipos, junto a técnicas de coordinación de

protecciones y ajuste de las unidades de control, permite reducir al mínimo la zona

afectada por una falla.

El efecto de una desconexión debido a falla también es mitigado por la capacidad de

reconfigurar la red de distribución de modo de conducir la energía a través líneas de

respaldo, que permiten trasferir los consumos.

Una vez ocurrida la interrupción, la atención de la emergencia se coordina desde Centros

Zonales de Operación, los que comandan el despliegue de brigadas de a cargo de personal

técnico altamente calificado, que posee sistemas autónomos de radiocomunicaciones,

sistemas de respaldo de telefonía satelital y una robusta cadena logística de materiales y

equipos de repuesto. Este despliegue de recursos opera continuamente 24/7 en un régimen

de rol de turnos.

Posteriormente, las fallas son analizadas para estudiar sus causas e incorporar los

mejoramientos que correspondan en el nivel de operaciones y/o a nivel de la ingeniería de

la red.

La conformidad del cliente se verifica indirectamente mediante el análisis de los acuerdos

de niveles de servicio (ANS) de las brigadas de atención de emergencia, que incluye una

encuesta a una muestra estadística representativa de clientes. Además se cuenta con

información de telemetría que llega al Centro Zonal de Operación desde unidades



detectoras de presencia/ausencia de tensión en la red., que entrega señales tempranas de las

fases de re-energización de la red post falla.

Adicionalmente, en el segmento de distribución, en aquellos casos en que el tiempo de

indisponibilidad de suministro supera el estándar definido en el reglamento, se aplica un

mecanismo de compensación monetaria, por la energía no suministrada, a los clientes

finales sujetos a fijación de precios.


evaluación de la calidad de servicio. Incluir funciones y responsabilidades de tal unidad.

Las áreas responsables de la medición y evaluación de la calidad de servicio entregada a

nuestros clientes son la Subgerencia de Operaciones y Mantenimiento y la Subgerencia

Comercial, en sus ámbitos correspondientes. Ambas Subgerencias reportan a la primera

línea ejecutiva de la empresa correspondiente a la Gerencia de Ingeniería y Operaciones y

a la Gerencia Comercial, respectivamente.

En particular, la Subgerencia de Operaciones y Mantenimiento tiene un reporte directo

desde el Departamento de Calidad de Servicio y Procesos Regulatorios.




6. ¿Cuáles son las principales fortalezas de estos indicadores, y cuales sus debilidades?


industria, son simples de entender, y a través de los años se han consolidado en su

aplicación.




empresas, como por ejemplo en casos de efectos de agentes climáticos extremadamente

severos que no deberían ser incluidos en la estadística representativa de la calidad de

suministro.


Como ya se indicó, en nuestra opinión los actuales indicadores son suficientes. De existir

la necesidad de definir nuevos indicadores, la que por ahora no visualizamos, ésta debería

ser evaluada con profundidad y con la participación de las empresas, de modo de verificar

previamente que los estándares que se propongan sean coherentes con los empleados en

los procesos de determinación del Valor Agregado de Distribución.

8. En caso de proponerlos ¿Qué nuevos aspectos deberían ser medidos?, ¿Cómo se podría





Compañía: TIL-TIL

1) Lo que afecta la calidad de servicio e imagen que tiene el cliente de la empresa

distribuidora es:

a. Alza y Precios Altos de Energía

b. Cliente no entiende y se molesta con cobros y reliquidaciones del sistema

c. Cortes y problema del suministro no atribuible a la empresa distribuidora sino a

Chilectra o Transmisoras.

2) Los indicadores actuales no miden los problemas estructurales antes mencionados.

3) Las empresas distribuidoras de electricidad están obligadas a compensar automáticamente

a sus clientes –sin que medie trámite alguno-, cuando se produzcan interrupciones o

suspensiones no autorizadas en el suministro. La determinación del monto a indemnizar

se establece a partir de la información que las concesionarias de distribución eléctrica

entregan todos los meses a la SEC, en la que se indican las interrupciones de suministro

que han afectado a sus clientes, indicando la causa y la duración de los cortes, entre otros

datos.

4) Jefe de Explotación.

Responsable de diseñar la estructura y desarrollo del Sistema de Distribución en función

de las Normas Técnicas para garantizar los índices de continuidad y calidad de servicio a

la demanda proyectada en los próximos cinco años. Elaborar los programas de

mantenimiento preventivo y correctivo del Sistema de Distribución. Solicitar y/o elaborar,

cubicar, proyectos de obras propios y de terceros.

Garantizar la aplicación del Pliego Tarifario conforme a los decretos emitidos por el

Gobierno. Desarrolla planes para disminución de pérdidas. Atención personalizada

Grandes Clientes. Responsable de la actualización del Sistema Dx que se relaciona con

VNR, VAD, Asociación Cliente Red, Interrupciones, Compensaciones.



5) Los indicadores utilizados por la SEC y establecidos en la Resolución 3378/2011 no

miden la satisfacción de los usuarios, sino que mide los eventos realizados en los cuatro

procesos controlados.

6) No se visualizan fortalezas, reiteramos que existen redundancias de exigir la misma

información por distintos procesos.

7) No propondríamos nuevos indicadores, sino que se deberían centralizar y gestionar en un

solo ente para toda la industria y allí definir lo relevante para el usuario y la industria.



Compañía: CODINER

1. Los principales problemas que afectan la calidad de servicio de distribución de energía

que presta esta Concesionaria son:

1.1 Falta de energía disponible para abastecer a nuevos requerimientos de grandes

clientes.

1.2 Falta de tiempo no imputable para hacer mantenimiento preventivo.

1.3 Zona Geográfica en donde están emplazadas las líneas de Codiner:

Desarrollo Forestal

Comunidades Indígenas (Zonas de Conflicto)

Grandes distancias que recorrer para llegar a los puntos de falla.

Caminos en mal estado

Líneas emplazadas en sectores de difícil acceso, tales como quebradas, zonas montañosas,

portones con llave

Clima adverso

Falta de energía disponible

2. La lista anterior se basa en estadísticas, y peritajes de causales de fallas y la realidad

existente en la zona, a la cual en este último tiempo se han sumado incendios

intencionales en sectores forestales y de predios de clientes.

3. El impacto a los clientes se mitiga con la aplicación de tecnología, tales como el Sistema

Scada que permite detectar fallas y operar en forma remota y selectiva los equipos de

protección. Además existen sistemas alternativos de suministros, como son los sistemas

anillados.

La efectividad de la mitigación se mide al mejorar los tiempos de recuperación del

servicio lo que se traduce en menos reclamos por parte de los clientes.

4. Se adjunta posición en el Organigrama de la Unidad de Regulación, la cual es responsable

de la medición y evaluación de la Calidad de servicio. Además esta es la Unidad

encargada de llevar el registro de todas actividades que desarrolla esta concesionaria, a fin

de dar respuesta a los distintos requerimientos de la Autoridad, ya sea de la

Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), Comisión Nacional de Energía

(CNE); Centro Económico de Despacho de Carga (CDEC), y responder a cualquier

requerimiento de tipo estadístico.



5. Según nuestra experiencia, se debería agregar otro indicador de Control para medir la

satisfacción de los usuarios. Tal como se indica en respuesta a la consulta Nº 8

6. Las principales fortalezas de los indicadores de Control actuales, es que entregan

información estadística, que no sólo muestran algunos aspectos en los que está creciendo

la empresa, sino que además ayudan a tomar decisiones tendientes a mejorar el servicio al

cliente.

7. Si se propondrían nuevos indicadores (indicado en Nº 8).

8. A nuestro entender debiera haber un indicador que registre si la facturación del mes se

realizó con Precios de Nudo Promedio (PNP) definitivos o preliminares. Como también

indicar si la factura contiene reliquidaciones SEC. Existe una gran cantidad de consultas

relacionadas con reliquidaciones producto de la tardanza en la publicación de Precios de

Nudos Promedios (PNP) definitivos.

Compañía: Empresa Eléctrica Puente Alto

1. ¿Cuáles son a su juicio los principales problemas que afectan la calidad del servicio de

distribución de energía eléctrica que presta la empresa? Favor enumerar las tres

principales.

Vandalismo

Choque de postes



Hurtos de energía eléctrica

2.- ¿Sobre qué base se determinó la lista anterior?

Sobre nuestras estadísticas de servicio.

3.- ¿Cómo se mitiga el impacto a los clientes, de fallas en el proceso de distribución de


Aislando los sectores afectados operando sobre los elementos de protección y operación en

las redes, traspasando consumos entre alimentadores con servicio para disminuir el sector

sin suministro. Muchos de estos trabajos se hacen con líneas energizadas para evitar

suspender el suministro mientras se hacen las reparaciones.

Para aquellos clientes que no se les puede reponer el servicio por daños en las

instalaciones, se les informa sobre el tiempo aproximado de reparación.

En caso de haber artefactos dañados por las fallas ocurridas (choques de postes en

especial), se pagan las reparaciones de dichos elementos.

4.- Favor presentar posición, en el organigrama, de la unidad responsable de la medición y

evaluación de la calidad de servicio. Incluir funciones y responsabilidades de tal Unidad.

En el caso de EEPA no existe una Unidad como tal a cargo de la medición y evaluación de

la calidad de servicio. Es así como el Depto. Operaciones lleva el registro de

interrupciones (tiempo y frecuencia), datos que el Depto. Regulación maneja para llevar

las estadísticas y enviarlas a SEC.

A su vez, el Depto. Mantenimiento y Obras se preocupa de coordinar los trabajos con

Líneas Energizadas para reparar o cambiar elementos de la red.

5.- ¿Le parece que los indicadores utilizados por la SEC, establecidos en la Resolución


Respuesta: Los actuales indicadores los consideramos adecuados ya que permiten tener

una visión representativa y global de la calidad de servicio y además permiten monitorear

adecuadamente el comportamiento operativo de las gestiones que, salvo las excepciones

externas indicadas en la respuesta 1, son mayormente percibidos por los clientes.

6.- ¿Cuáles son las principales fortalezas de estos indicadores, y cuales sus debilidades?

Respuesta: La principal fortaleza es que fueron determinados y consensuados por todos los

agentes de la industria y su reciente puesta en aplicación los mantiene plenamente

vigentes.

7.- ¿Propondría nuevos indicadores?

Consideramos que los actuales indicadores son suficientes, sin embargo siempre es posible

crear nuevos indicadores. De existir dicha necesidad, la que por ahora no visualizamos al



interior de la industria, esta debería ser evaluada con detención y con la participación de

las empresas, para no introducir señales que desvíen la atención de lo principal.

8.- En caso de proponerlos ¿qué nuevos aspectos debieran ser medidos?, ¿cómo se podría


Nuestra percepción es que dentro de los aspectos a medir, lo esté la calidad del cliente

visto por la Distribuidora. Debiera reconocerse que existen poblaciones muy conflictivas

en que el hurto de energía eléctrica (y otros delitos) son la tónica diaria.

Muchas de las actividades normales de la Distribuidora, como toma de estados, reparto de

boletas, se ven amenazadas por el tipo violento de poblador que incluso llega a robar

pertenencias del funcionario.

Compañía: SAESA



i. Fenómenos climáticos adversos.

ii. Acciones de terceros: Choque a postes, Intervenciones en la red y robo de

conductores

iii. Alta tasa arbórea, zonas altamente forestales.


Se determinó en función de las últimas estadísticas técnicas del proceso regulatorio

interrupciones 2011.



Se mitiga aislando la zona involucrada con la falla y transfiriendo los restantes consumos a

otras instalaciones y/o adicionalmente cuando es posible se genera en isla para la

recuperación de los consumos. Adicionalmente se informa a los clientes el tiempo

aproximado en que quedará el servicio totalmente normalizado.


evaluación de la calidad de servicio. Incluir funciones y responsabilidades de tal unidad.



Responsable del análisis y detección de las principales causas que más les afecten y

proponer posibles soluciones para mejorar la calidad de servicio a nuestros clientes.

Controlar y coordinar las funciones relacionadas con calidad de producto y proyectos

asociados.

Controlar y coordinar los procesos de información de Calidad de Suministro Eléctrico

y Calidad de Producto, correspondiente.

Coordinar y realizar informes de calidad de suministro y calidad de producto para el

Directorio, Gerentes, Subgerentes y las distintas áreas de la compañía.

Controlar y coordinar las metas establecidas de Calidad de Suministro y el Plan de

evaluación de calidad de producto técnico.



Los actuales indicadores nos parecen que son un buen inicio ya que permiten monitorear el

comportamiento de los ítems que representan. No son suficientes para medir la


13. ¿Cuáles son las principales fortalezas de estos indicadores, y cuales sus debilidades?

La principal fortaleza es que entrega información técnica y comercial, permitiendo

disponer de estadísticas en distintos niveles de desagregación. Su debilidad está en que al

desagregar la información no siempre es posible tener una interpretación sencilla y clara,

siendo necesario tener un mayor conocimiento de los indicadores para no hacer una

interpretación precipitada y errónea.


Si, indicadores relacionados con los usuarios.

15. En caso de proponerlos ¿Qué nuevos aspectos deberían ser medidos?, ¿Cómo se podría


Propondríamos indicadores a nivel de clientes tales como SAIFI y SAIDI.

Para mejorar la medición se debería considerar la realidad geográfica y climática de la

zona a medir, y esto se podría hacer por ejemplo con una mayor desagregación de

ruralidades para compensar la alta tasa de ruralidad geográfica.



Compañía: CHILQUINTA



Las situaciones que más afectan la calidad de servicio son:

i. Fenómenos climáticos adversos

ii. Acciones de terceros: Choque a postes, intercenciones en la red, robo de

conductores y hurto de energía

iii. Blackout y fallas por causas externas al sistema de distribución

Juntoa las causas indicadas, que están relacionadas con la calidad de suministro eléctrico

entregado a nuestros clientes, hay una serie de factores extrnos a la operación de las

empresas distribuidoras, que afectan de manera importante la relación que mantenemos

con nuestros clientes y que son:

i. La complejidad en los procesos tarifarios, retrasos en su aplicación e información

con que cuentan los consumidores. Reliquidaciones

ii. información que debe contener la boleta, la que confunde a los clientes

iii. Demora en la autorización de permisos de uso de faja fiscal por parte de

Vialidad

iv. Restricciones impuestas por las Municipalidades para la ejecución de trabajos en la

vía pública


En función de nuestras estadísitcas técnicas y comerciales.



En primer lugar se ejecuta un conjunto de medidas de control que permiten reducir

significativamente la cantidad de fallas en el sistema de distribución, mejorando los

niveles de calidad de servicio que ofrece la empresa. Entre estas medidas, por ejemplo,

están los planes preventivos y predictivos de mantenimiento, los planes comunicacionales

preventivos ante peligros como el uso de volantines cerca de nuestras redes, elementos

metálicos tipo challas, campañas de prevención en la conducción ante probabilidad de

choque de postes, entre otros. Asimismo, la preparación anticipada de planes de

contingencia y entrega de información anticipada acerca de condiciones meteorológicas.

Respecto a las medidas de mitigación la compañía cuenta con una estructura de atención

de fallas que opera en los tiempos establecidos en la regulación vigente y que considera



básicamente aislar, en el más breve plazo posible, la zona involucrada con la falla y

transfiriendo los restantes consumos a las redes vecinas cuyo servicio no ha sido afectado.

Asimismo, inmediatamente ocurrido el evento se activa un plan de comunicaciones a

clientes, autoridades y organismos de emergencia si corresponde, informando la causa de

la falla y el tiempo aproximado que tomará la reparación y la hora en que el servicio

quedará totalmente normalizado. Todo el método de trabajo indicado permite entregar la

mejor calidad de servicio posible, consistente con los modelos tarifarios vigentes.



Área Calidad de Suministro

Dependiente de la Gerencia Técnica, esta área es la encargada de la gestión de calidad de

servicio técnico. Entre sus funciones y responsabilidades principales están:

- Calcular los indicadores de continuidad de suministro

- Administrar la información para luego ser enviada en los distintos procesos de

información de SEC

- Generar información de control para las áreas de mantenimiento, proyectos y de

operación, generando estándares y objetivos a lograr

- Controlar y enviar alertas preventivas para las condiciones meteorológicas y otros

eventos que pudieran afectar la calidad de servicio



Subgerencia Servicio al Cliente

Dependiente de la Gerencia Servicio al Cliente, esta área es la encargada de administrar la

gestión comercial de la empresa en la Zona de concesión.

Área Optimización de Procesos y Gestión de Calidad

Dependiente de la Subgerencia de Servicio al Cliente, esta área es la encargada de las

gestión de calidad de los canales y de la operación comercial. Entre sus funciones y

responsabilidades principales están:

- Calcular los indicadores de calidad y satisfacción de clientes

- Calcular los indicadores de procesos certificados

- Análisis de los resultados de la encuesta SEC

- Realizar auditorías internas

- Generar información de control para la gestión de las áreas que operan los distintos

procesos del ciclo comercial

- Gestionar plan de inventesgicación de mercado y estudios ad-hoc para la compañía

Área Gestión de Presentaciones y Servicios Remotos

Dependiente de la Subgerencia de Servicio al Cliente, esta área es la encargada de la

gestión de los reclamos de clientes y la atención de canales a distancia de la compañía.

Entre sus funciones y responsabilidades principales están:

- Responder a la autoridad frente a sus requerimientos

- Administrar la información para luego ser enviada en los distintos procesos de

información de SEC

- Responder a clientes por reclamos, consultas y/o quejas

- Preparar planes de trabajo de mejora con diferentes áreas en función de los

resultados de presentaciones.



Los actuales indicadores nos parecen adecuados, ya que permiten monitorear de manera

efectiva el comportamiento de los ítems que representan.


Las fortalezas de los indicadores son que miden la operación real de la compañía, que se

registran en forma mensual, que fueron determinados y consensuados por todos los

agentes de la industria y sur reciente puesta en aplicación los mantiene plenamente

vigentes.



Una debilidad de los indicadores de calidad de servicio es que los límites de tiempos y

frecuencias de interrupción no permiten diferenciar entre las distintas topografías y

realidad de cada empresa.


Nos parece que los indicadores actuales reflejan de manera adecuada la realidad de la

operación de la empresa y sus efectos sobre los clientes. No obstante lo anterior, hay otros

aspectod que están relacionados con el accionar de los organismos reguladores y

fiscalizadores que también afectan la calidad de servicio entregado a los clientes.



Entre los aspectos a medir están por ejemplo indicadores que midan tiempos de

tramitación en las solicitudes de concesión, y plazos para la aplicación de los procesos

tarifarios y decretos de precio de nudo promedio, que ayuden a reducir la complejidad y

reiteración de las reliquidaciones.



ANEXO 6: TRANSCRIPCIÓN GRUPOS DE FOCO

GRUPO FOCAL Nº1

Duración: 1 hora y 6 minutos

Fecha de realización: Viernes 21 de Febrero, 2014

Nº de Participantes: 7

Participantes por perfil:

Sebastián (33 años, ingeniero civil, Ñuñoa)

Eduardo (57 años, diseñador gráfico, Santiago centro)

Francisca ( 48 años, operadora maquinaria, Conchalí)

David (40 años, periodista, Providencia)

Almendra (29 años, antropóloga, La Reina)

Tamara (52 años, dueña de casa, Puente alto)

Magali (47 años, ejecutiva de ventas, Santiago Centro)

El moderador introduce el grupo focal. Los participantes plantean que se puede entender por

calidad a lo menos tres aspectos distintos. En primer lugar, para los participantes la calidad se

refiere a la existencia y regularidad del servicio de electricidad. Ejemplos de esta dimensión de

la calidad son, según los participantes, lo que ocurre en situaciones de emergencia, tales como

terremotos o para el 11 de septiembre en algunas zonas de Santiago. También se incluye en

esta acepción de calidad el mantenimiento de la infraestructura (reemplazo de cables, de

medidores, etc.) y la preocupación que las empresas de electricidad debieran tener de la

infraestructura en los lugares públicos y por el medio ambiente. En este contexto, se plantea

que lo óptimo sería que las empresas de electricidad emplearan cableado subterráneo. Un

servicio de óptima calidad será aquel que ante dichas situaciones actúe rápidamente, pero por

sobre todas las cosas, que tenga una política clara y efectiva de compensaciones. Los

participantes señalan que muchas veces ocurre lo contrario, ya que son los propios usuarios

del servicio los que deben ―compensar‖ a la empresa; esto ocurriría en el caso del cobro que se

efectúa por la reposición del servicio en caso de corte por mora o atraso. Lo mismo ocurre con

el pago de las cuentas atrasadas y políticas de repactación de deudas, que según los

participantes son muy severas. Se pone énfasis en el hecho que la electricidad es un servicio

básico, en donde las empresas deberían estar siempre orientadas a los requerimientos del

usuario y que eso no siempre es así. Los participantes sostienen que debería haber más

competencia en el rubro de la electricidad para que las empresas se preocupen más por la

calidad del servicio que entregan (todo esto a propósito de la inexistencia o ineficacia de

ciertas políticas de compensaciones). Al mismo tiempo, se señala que es difícil alcanzar dicha

situación dado los problemas logísticos que acarrearía. Otro punto señalado por los

participantes es que un buen servicio de electricidad debería funcionar coordinadamente con el

Estado, haciéndose cargo también de ciertas externalidad, como por ejemplo, vivir en

comunas más pobres o en sectores rurales.

En segundo lugar, la calidad involucra la relación que se establece entre la empresa y los

consumidores, sobre todo en lo que respecta a la atención al cliente. El servicio será de buena

calidad si es que, de presentarse quejas o reclamos por parte de los usuarios, la empresa vela



por los intereses de estos y no por los intereses de la empresa (acá se introduce el tema del

monopolio). En este punto se señala que hay poca cultura del reclamo en Chile, y que eso hace

que los propios usuarios exijan poco a las empresas. Unido a esto, una empresa de calidad es

aquellas que brinda información a los usuarios. Se señala que en Chile las empresas no

brindan una información integral a los usuarios de aspectos tan importantes como el modo en

que se realizan los cobros. Los participantes dicen no conocer cómo se realiza el cálculo de los

cobros y muchas veces señalan no saber leer correctamente la boleta. La información que

presentan muchas empresas de energía está en un lenguaje técnico que es difícil de entender

para los usuarios. Se debería exigir un poco más de claridad, bajo qué normativa y qué

procedimientos se realizan los cobros. Se señala que es ilógico que el cobro se haga en función

de un promedio ―hacia arriba‖ y no ―hacia abajo‖. La falta de información y la poca claridad

da paso a que se tematice la honestidad y transparencia como atributos de un servicio de buena

calidad. El cobro debería ser proporcional al servicio que se entrega. Cuando uno quiere saber

por qué se cortó la luz, por qué no me llega la cuenta a la casa, no hay un trato personalizado,

en general no entregan respuestas adecuadas y efectivas. A diferencia de un banco, donde uno

tiene un agente al cual uno puede recurrir. El trato con el consumidor es general, poco

transparente. El sistema en muchos casos es abusivo, porque no preguntan ni informan a los

usuarios respecto a políticas que les afectan directamente.

Se instala la idea generalizada de que existe un sistema súper monopolizado donde los

usuarios no tienen mayor participación y margen de acción por lo que independiente de la

calidad que se reciba se tiene que pagar igual. En esta línea se señala que en Chile se debería

permitir y fomentar la diversificación de la matriz energética. Se lamenta que el Estado no

tenga mayor injerencia en las orientaciones de las políticas energéticas.

Se enfatiza que donde quedan a la vista los problemas de calidad es en el ámbito de los

espacios públicos. Según los participantes, se debe hacer la distinción entre la calidad del

servicio que se recibe en las casas de aquellas que se reciben en los espacios públicos, ya que

los problemas en la calidad del servicio de electricidad se viven a menudo en la calle o en el

entorno y no al interior de la casa. En este contexto se señala que un servicio de calidad es

aquel que no discrimina entre comunas y/o sectores de una misma región, como así ocurre a

menudo en Santiago, donde para inundaciones, terremotos, o mantención de los cables se trata

de mucho mejor a comunas con mejores ingresos. Debería haber un plan de contingencia y de

información para momentos de emergencia. Asimismo, se señala que hay poca regulación

sobre las instalaciones eléctricas del empalme hacia adentro y que eso también puede afectar

la calidad del servicio. Hay sobre consumo, intervención de medidores, etc. Las empresas

debieran tener un sistema que vele por la seguridad de los usuarios. No se conocen con

claridad los límites entre la responsabilidad de los usuarios y la responsabilidad de la empresa.

Habría que revisar la normativa, los procesos de concesiones, ver el estatus en general que

tiene la electricidad en Chile. En cualquier caso, los participantes son autocríticos respecto a la

información que se maneja sobre la electricidad en Chile. Dicen no conocer con certeza cuál

es la relación entre El Estado, las normativas que regulan la generación y distribución de

energía en Chile, y las empresas distribuidoras de electricidad.

I) Indicadores de compensación



Respecto a los indicadores de compensación, los participantes manifiestan que aun cuando los

indicadores existentes se relacionan con los aspectos que ellos mismos definen como ―calidad‖

del servicio, se podrían complejizar este tipo de indicadores, agregando tiempo de demora de

compensaciones, dispersión territorial (tener un monitoreo de los sectores en donde se realizan

las compensaciones). Asimismo, conocer los montos de las compensaciones, sin poner en

relación dichos montos con los daños generados, sin que los usuarios asuman los costos de

implementación. También deberían haber indicadores que permitieran visualizar la frecuencia

con que las empresas realizan reputaciones unilaterales, o ajustes en las tarifas cuando ha

habido cortes por no pago o cuando ha habido un cambio de empresa (de CHILECTRA a GSE

por ejemplo). El problema de los indicadores de compensación es que dependen del reclamo

de los usuarios, por lo tanto es difícil de registrarlo. En ese sentido, se sostiene que deberían

haber indicadores que permitan conocer a los usuarios cuándo se han producido interrupciones

ya que muchas veces los usuarios no se percatan de que ha habido fallas en el servicio (por

ejemplo, cuando se producen interrupciones en durante la noche). Por otra parte, se señala que

deberían existir indicadores para medir compensaciones en espacios públicos, aunque no se

tiene claridad qué tipo de indicadores serían estos.

II) Indicadores de facturación

Los participantes plantean que debería considerarse aquellas situaciones en que la boleta no

llega y producto de eso, se acumula en un mes la cuenta de dos o más meses. En ese sentido se

aprueban con los indicadores de facturación existentes, agregando a los indicadores

cuantitativos información respecto al modo en que los usuarios reciben las información de

puntos de suministros facturados provisoriamente más de dos meses seguidos y luego realizan

el pago. Se aprueba que existan indicadores que midan el número de empalmes y medidores

intervenidos. Los participantes sostienen que son indicadores útiles porque permitiría

fiscalizar que el proceso de facturación se realice de forma correcta, pero que el mayor

problema es que no se entiende cómo se realiza el proceso de facturación, ni tampoco se

entiende la información contenida en las boleta. Ese desconocimiento genera cierta

desconfianza a todo el proceso de facturación. Se sugiere que se incorporen indicadores que

permitan medir cuán costoso es en términos de tiempo el proceso de facturación y que se

realice un proceso de modernización que permita hacer más rápido y más claro los

mecanismos de facturación.

III) Indicadores de reclamo

Al presentarse lo indicadores de reclamo, los participantes señalan que los indicadores

actuales se ajustan a los mecanismos de reclamo que existen para hacer los reclamos, pero que

son estos mecanismos y no los indicadores los que son insuficientes. Se sugiere que debería

haber formas más expeditas de hacer reclamos puesto que el costo económico y de tiempo que

implica realizar un reclamo es muy alto y que por esa razón hay pocos incentivos para

realizarlos. Se sugiere incorporar el uso de la tecnología para hacer reclamos. Uno de los

participantes plantea que se podrían realizar reclamos vía email, adjuntando fotos de las

boletas y cedula de identidad. Los participantes señalan que no hay una cultura del reclamo y

que esto va de la mano con el acceso a información. Se plantea que hay un desconocimiento

respecto a cómo y ante qué organismos se pueden presentar los reclamos, y que esto está

vinculado al hecho que se desconoce cuáles son los derechos y deberes que se asumen al



contratar el servicio de electricidad. Se aprueba que existan indicadores que midan el tiempo

de respuesta de los reclamos, pero que también deberían considerarse la calidad de la

respuesta y la solución efectiva de los problemas. Por último, los participantes sostienen que

no todos los reclamos son iguales, y que deberían ponderarse según los perjuicios que se

reclaman y se buscan atenuar. En el mismo sentido, se señala que hay desconocimiento

respecto a cómo se deben realizar los reclamos cuando las interrupciones o fallas se han

producido en lugares de espacio público como calles, caminos y/o plazas.

IV) Indicadores de interrupción

Se sostiene que los indicadores son adecuados, pero que son muy básicos ya que se asume que

un servicio de calidad debe tener continuidad. Los participantes señalan que deberían

incorporarse indicadores que midan los daños y perjuicios que conllevan las interrupciones.

Los participantes sugieren también que se incorporen indicadores de seguridad, que midan los

efectos que se producen cuando se repone el servicio cuando este se ha viso interrumpido.

Finalmente, los participantes sostienen que se podrían incorporar nuevos indicadores que

incorporen la satisfacción de los usuarios con los distintos aspectos del servicio. Asimismo,

que se incorporen indicadores que midan la calidad de la atención al cliente, incorporando

aspectos cualitativos de la experiencia de los usuarios con las empresas de electricidad.

GRUPO FOCAL Nº2

Duración: 1 hora y 20 minutos

Fecha de realización: lunes 24 de febrero, 2014

Nº de Participantes: 8

Participantes por perfil

Juan (30 años, tecnólogo médico, Macul)

Rodrigo (35 años, vendedor tienda retail, Santiago centro)

Esteban (52 años, obrero sector servicio, Maipú )

Tamara (25 años, estudiante universitaria, La Florida)

Leslie (48 años, educadora de párvulos, Estación Central)

Camila (53 años, profesora educación media, Recoleta)

Pablo (38 años, Publicista, Providencia)

Isabel ( 46 años, vendedora, San Bernardo)

Los participantes parten señalando que un servicio de buena calidad es un servicio constante,

sin interrupciones y que no presenta fallas. A la hora de hablar de calidad, es necesario evaluar

también cómo se comporta el servicio con la infraestructura y las instalaciones eléctricas que

cada uno de los usuarios posee. Los participante refieren experiencias en donde el servicio de

electricidad llega, pero que muchas veces se ve interrumpido porque las instalaciones

eléctricas y otras veces los equipos no soportan el amperaje, produciéndose corto circuitos u

otro tipo de interrupciones. Un buen servicio implicaría asegurarse de que los usuarios poseen

una infraestructura eléctrica (redes de distribución, estado de los postes, cableado, medidores,



entre otros) adecuada. Al mismo tiempo se señala que no hay certeza respecto a si esa sería

una tarea que debe cumplir la empresa, los usuarios o el Estado.

Un tema que aparece como relevante en la discusión sobre lo que se entiende por calidad del

servicio es la desigualdad con que se entrega el servicio de electricidad en las distintas

comunas y sectores de Santiago. Un servicio de calidad, en ese sentido, debe ser un servicio

constante y que se presente con la misma calidad en todos los sectores de la ciudad. Se

introduce la distinción entre el servicio en espacios públicos (calles, caminos, etc.) y los

espacios privados, como la casa o el lugar de trabajo. Al mismo tiempo, se sostiene que cuesta

mucho reclamar cuando las interrupciones son en espacios públicos, además de que los

usuarios no saben a quiénes deben dirigir los reclamos o preguntas (si a la municipalidad o a la

empresa de electricidad). Se refieren experiencias en donde los usuarios se percatan de ciertas

fallas que pudieran provocar interrupciones pero que no saben si dichos problemas los debe

resolver el municipio o la empresa de electricidad. Asimismo, los participantes señalan que

cuando la empresa de electricidad se ha hecho cargo de tareas como la poda de árboles, no se

preocupan por la conservación del entorno y muchas veces producen otro tipo de deterioros o

inconvenientes.

Otro tema que emerge en la conversación como un tema relevante para definir la calidad del

servicio, es el monopolio o la escasa competencia que existe entre las distintas empresas que

prestan el servicio de electricidad en Santiago. Se instala en el discurso de los participantes la

idea del abuso, de que ―nos guste o no nos guste, este es el servicio que hay‖. No habría un

esfuerzo por educar ni informar sobre el uso del servicio de electricidad. Esto pasaría, según

los participantes, por la escasa competencia de las empresas que presenta el servicio en

Santiago. Los problemas de calidad no serían en Santiago problemas de interrupciones o

constancia en el servicio, sino más bien de poca claridad en los cobros y en la atención de las

empresas ante reclamos o preguntas, además de la mantención de los medidores. Los

participantes refieren experiencias que califican como negativas en relación a la política de

cobros; en particular, con la política de cobro por reposición, que los participantes consideran

como una situación injusta. No se toma en cuenta que las personas que se atrasan en los pagos

con usuarios que no disponen muchas veces de los medios económicos y que es precisamente

a esas personas son las que se les castiga con el cobro por la reposición del suministro. Una de

los participantes matiza este juicio generalizado, relatando que una vez recibió una carta de la

empresa de electricidad felicitándola por el buen uso que ella hacía del servicio.

Otro de los tópicos que aparece en el habla de los participantes a la hora de definir un servicio

de calidad, es el proceso de facturación, que según los participantes definen como poco

transparente. Se señala que existe desconocimiento de cómo se realiza el cobro del consumo

energético y que las empresas de electricidad no se esfuerzan por hacer más clara dicha

información. Esto sería así porque a las empresas nos les conviene que los usuarios estén

informados. Lo mismo ocurre cuando las cuentas no llegan a tiempo; se les traspasa a los

usuarios la responsabilidad cuando los que están prestando el servicio y deberían asegurarse

de facturar y hacer el cobro son las propias empresas. Se tiene que pagar más de una cuenta en

un momento en que los usuarios no están preparados para hacerlo.

Para los participantes calidad del servicio significa transparencia, que haya una relación

amable entre la empresa y los usuarios, que no exista la sensación de ser perjudicados o



estafados por las empresas de electricidad, ya sea a través de cobros abusivos, falta de

respuesta ante reclamos o falta de información. Ante las empresas de electricidad ―uno

siempre va a perder‖. La empresa de electricidad, en lugar de ayudar a los usuarios, los tiende

a perjudicar por velar por sus propios intereses económicos. En sectores más vulnerables de

Santiago bajan el amperaje en lugar de mantenerlo, acrecentando la sensación de inseguridad.

Al momento de realizar la facturación, las empresas toman un promedio de los meses de

mayor consumo, perjudicando nuevamente a los usuarios. ―Por todas partes nos sentimos que

nos meten en el bolsillo, No es una empresa que vaya de la mano contigo, sino que está al

frente, contra ti‖. Calidad del servicio significa también seguridad, que las empresas de

electricidad fiscalicen o incluso realicen las instalaciones eléctricas en los distintos hogares de

Santiago, independiente del organismo a quien le compete dicha responsabilidad. En el

arriendo de los medidores se debería incluir la revisión y mantenimiento del cableado. En este

punto los participantes señalan que falta educación en este sentido hacia los usuarios, sobre los

aspectos técnicos y normativos que implica el servicio de electricidad.

La calidad del servicio de electricidad dice relación con el rol que deberían jugar las empresas

en el debate sobre el problema de la energía en. Las empresas de alta calidad serían aquellas

que fomentan, motivan y/o premian a los usuarios que hacen un buen uso de la energía

eléctrica. Las empresas deberían fomentar iniciativas de consumo responsable, que se

comprometan con los usuarios (por ejemplo, entregando ampolletas de ahorro energético a

aquellos usuarios que ahorren en el consumo de electricidad).Esto haría que las empresas

fueran vistas como empresas más amables. Si las empresas se llenan los bolsillos a costa de la

energía, debieran promover y/o invertir en el bienestar de los usuarios y distintas

comunidades.

I) Indicadores de compensación

Los participantes señalan que los indicadores de composición son útiles porque permiten

visualizar un aspecto del compromiso que las empresas asumen con sus usuarios. Relatan

experiencias en donde han recibido y no compensaciones, y valoran positivamente los

indicadores. Debería consignarse las situaciones en que se producen las compensaciones; si se

trata de compensaciones por cortes programados o por otro tipo de interrupciones. Los

indicadores de compensación deberían incluir los tipos de usuarios a quienes se compensa,

para evaluar si los efectos negativos de una interrupción del servicio y la posterior

compensación, se realiza sobre la totalidad de los usuarios afectados directa o indirectamente.

Esto es particularmente importante cuando se producen interrupciones que afectan a una

colectividad (localidad, manzana o sector de una comuna determinada).

II) Indicadores de facturación

Una vez que son presentados los indicadores de facturación, los participantes valoran

positivamente el hecho que existan este tipo de indicadores, puesto que es uno de los aspectos

del servicio donde existe menos información. Es bueno contar con indicadores que permitan

evaluar el correcto funcionamiento de empalmes y medidores, porque se podrían ahorrar

costos que a la larga son transferidos a los usuarios. Los participantes relatan distintas

experiencias negativas que han tenido cuando el proceso de facturación ha sido irregular, y

nuevamente señalan que es como si todo si hiciera de espalda a los usuarios, sin mayor



información sobre cómo se realiza el proceso de facturación. Contar con información respecto

a los períodos irregulares de facturación es positivo porque debería ayudar a disminuir esas

situaciones abusivas por parte de la empresa. Los participantes señalan que para complementar

dichos indicadores se deberían recoger información respecto a la claridad con que las

empresas presentan el proceso de facturación a sus clientes, sobre todo en lo que respecta al

cobro. Si la empresa le informa al usuario cómo se está facturando, qué es lo que se cobra, y

por qué.

En este punto se deberían incluir también indicadores que permitan visualizar la calidad de la

información respecto al proceso de facturación que se entrega a los usuarios. Es útil tener

información sobre cuán regular o irregular ha sido el proceso de facturación pero también se

debería incluir información respecto a cómo las empresas de electricidad comunican y hacen

partícipe a los usuarios del proceso de facturación y posterior cobro.

III) Indicadores de reclamo

Antes que indicadores de reclamos debería haber indicadores de ―información‖, ya que falta

mucha información respecto a todo lo que involucra el abastecimiento de electricidad en

Santiago. Uno no sabe a dónde reclamar y muchas veces por eso uno no reclama. Hay un

costo muy alto asociado de los reclamos. El primer reclamo que se tiene es que uno no sabe

cómo ni dónde reclamar, ni mucho menos si la respuesta que se obtenga de ese reclamo se va

a hacer a tiempo. Debería haber indicadores de información que permitan medir el esfuerzo

que hacen las distintas empresas para informar a sus clientes sobre cómo realizar reclamos, y

ante qué instancias.

IV) Indicadores de interrupción

Los indicadores de interrupción son útiles aunque básicos. No queda claro si las interrupciones

que se registran son programadas o no. Tampoco está claro de quién es la responsabilidad de

las interrupciones, ante qué tipo de situaciones se deben reportar interrupciones. Sería útil que

se registraran las zonas donde se producen interrupciones, porque es distinto ver los datos a

nivel general que ver zonas específicas donde recurrentemente existen interrupciones.



ANEXO 7: PLAN DE IMPLEMENTACIÓN

En este Anexo, se presenta la pauta usada para la evaluación del actual sistema de indicadores,

tanto desde la perspectiva informática, como de la organizacional. A continuación, se presenta

las respuestas a cada cuestionario.

Cuestionario Informático

1. ¿Cuál es el motor de la Base de Datos que se utiliza?

Respuesta: Oracle 10G

2. ¿Cuál es la plataforma en la que está instalada la Base de Datos?

R: RedHat Linux 5.5, sobre arquitectura Intel

3. ¿Cuál es el tamaño actual de la Base de Datos?

R: 25 GB

4. ¿Cuál es el porcentaje de crecimiento mensual en la Base de Datos?

R: 5% aprox.

5. ¿Qué restricciones de capacidad existen de acuerdo al actual ritmo de crecimiento?

R: Sólo físicas

6. ¿Cuál es la permanencia de los registros en la Base de Datos?, Íntegra.

R: No se considera, aun, manejar respaldos históricos.

8. Se Solicita:

* Diagrama del modelo relacionado de la Base de Datos.

* Descripción de la funcionalidad de Query/Consultas en la Base de Datos.

R: Las funcionalidades dicen relación con la aplicación que lee los datos para mostrarlos

al usuario

* Documento que describa las columnas y contenido, de las principales tablas de la

Base.

R: Se adjunta resolución SEC en donde se informa a la industria sobre el plan de cuentas

y la descripción de tablas y campos del modelo

Cuestionario Organizacional

1. Existe una unidad o algún dispositivo organizacional responsable de la administración

del sistema de indicadores SEC.

Respuesta: Sí, cada departamento del DIE, responsable de la gestión de sus

indicadores, define los encargados de los procesos de información que administran.

2. En tal caso, ¿existe definición explícita de cargos, funciones y responsabilidades, de

cada integrante de tal unidad?

R: Si, dentro de la orgánica del DIE, para la gestión de los procedimientos de

fiscalización Indirecta, se definen roles y responsabilidades.

3. Dicho dispositivo ¿tiene un espacio en el organigrama de la SEC?



R: Dado que es una responsabilidad de gestión del DIE, la orgánica necesaria para dar

cumplimiento a las metas se definen al interior del DIE.

4. Si por el contrario, el sistema de indicadores sólo está en manos de una persona, ¿existe

alguna definición explícita, dentro de sus funciones, sobre el tema de los indicadores?

R: No está en manos de una sola persona. Respuesta 1.

5. Independiente si existe una unidad a cargo, o es tarea de una sola persona, ¿está

definido quien se encarga la tarea de administrar el sistema de indicadores de la SEC?

R: Para cada aplicación se define un administrador responsable. Si bien existe un

responsable de la operación del proceso, también existe un área de soporte que valida

la información y ejecutivos de mercado que la utilizan para efectos de fiscalizar a las

empresas, según el Procedimiento de FI. En otro nivel, las jefaturas de departamentos y

del DIE, autorizan las acciones de fiscalización y orientan estratégicamente los

procesos de Fiscalización Indirecta.

6. Está definido explícitamente quién ejecuta las diversas labores que implica la gestión del

sistema de indicadores de la SEC.

R: Las distintas responsabilidades en torno al sistema de indicadores se detallan en el

procedimiento de Fiscalización Indirecta.

7. Está definido explícitamente quien valida las diversas labores que se ejecutan en la

gestión del sistema de indicadores (es decir, alguien que diga qué está bien y qué está

mal).

R: Ver respuesta a pregunta 3.

8. Está definido explícitamente quien supervisa el sistema de indicadores de la SEC (y que

tenga la mirada estratégica del mismo).

R: Ver respuesta a pregunta 3.

9. Existe alguna asignación de recursos para el desarrollo de tareas específicas dentro del

sistema de gestión de los indicadores (cursos, compra de libros, seminarios, viaje a

terreno, etc.).

R: No.

10. Si existiese un presupuesto específico, ¿cómo es su ejecución?, ¿quién controla?, ¿se

gasta todo cada año?

R: Al igual que en la ejecución de cualquier proyecto, se designa un jefe de proyecto

quien ejecuta dicho presupuesto en coordinación con control de gestión del DIE,

(control de gestión de procesos y proyectos quien administra la reportabilidad de

avances y desembolsos en torno a proyectos).

11. ¿Cómo se relaciona la unidad responsable de administración del sistema de indicadores

(o la persona a cargo de los indicadores), con las empresas que deben proveer

información?, ¿existen canales formales?



R: Se utiliza la mensajería STAR o correo electrónico. Si se requiere de definiciones

más formales, se maneja el tema a nivel de jefe de departamento. La comunicación es a

través de los profesionales designados formalmente por las empresas y los profesionales

del DIE.

12. ¿Existe alguna periodicidad para la revisión de la información provista por las

empresas?, ¿existe algún tipo de reporte interno, para consumo de la SEC, sobre la

evaluación de los indicadores?

R: En función de la periodicidad de la información, el área de apoyo TI de fiscalización

emite reportes de la evolución de los indicadores en conjunto con el análisis de la

consistencia de sus datos. Los responsables de los procesos analizan y evalúan las

medidas a implementar, previa coordinación con la jefatura del área.



ANEXO 8: MÉTODO VISUAL

En este Anexo se propone un método visual para informar a los usuarios de las empresas de

distribución eléctrica acerca de la calidad de servicio que está aportando la empresa. Esto

supone que la SEC toma la decisión de hacer pública la información de los indicadores.

Cabe recordar que según la Programación Neurolingüística (PNL) existen tres canales

perceptuales por los cuales las personas se comunican: auditivo, kinestésico y visual.51

El canal auditivo es el que usa un lenguaje para escuchar, por ejemplo, se escucha el canto de

los pájaros. El canal kinestésico es el que usa un lenguaje sensorial, por ejemplo, se siente a

los pájaros cantar. El canal visual usa el lenguaje para la vista, por ejemplo se ve que ese

pájaro de color rojo está cantando.

No se obtiene el mismo resultado hablándole a una persona con canal visual en lenguaje

auditivo, o a una persona visual hablándole en lenguaje kinestésico. Los mayores resultados se

obtienen hablando en el lenguaje del canal que predomina en determinada persona.

En general, las personas usan una combinación de los tres canales perceptuales, con alguno

que predomina, sin embargo, la mayoría de las personas tienen como canal predominante el

canal visual.52

Percepción visual

Según José Miguel Mestre y Francesco Palmero, en su libro Procesos Sicológico Básicos53

se

señala que ―en el caso de la percepción visual, la complejidad de estos procesos aumentan

gradualmente, o dicho de otra forma, el sistema visual opera con representaciones de la

información ambiental cada vez más complejas, siguiendo una especie de lógica: en primer

lugar determina la forma básica, después la organiza y, seguidamente, añade matices (por

ejemplo color, movimiento) hasta alcanzar el reconocimiento.

Sociedad de la imagen

Ya que en esta sociedad predomina el canal visual en las personas, se podría explicar por qué

en nuestras sociedades esté tan desarrollada la imagen. Los símbolos y los íconos tienen una

importancia fundamental. Somos sociedades visuales. Esta afirmación se sostiene con el

método de la observación: el éxito de la televisión, del cine, de los íconos y símbolos

utilizados con frecuencia. La visión es esencial en nuestro conocimiento del mundo. Más del

80% de las informaciones que nos llegan del entorno son visuales.54

51

Estructura de la Magia Tomo 1 Richard Bandler y John Grinder. 52

Fundamentos de la Programación Neurolinguística. Helmut Krusche. 53

Procesos Sicológicos Básicos. José Miguel Mestre y Francesco Palmero. 54

www.joancosta.com

http://www.joancosta.com/



Definiciones

Según la Real Academia Española (RAE), símbolo es la ―representación sensorialmente

perceptible de una realidad, en virtud de rasgos que se asocian con esta por una convención

socialmente aceptada‖.

En tanto que ícono, según la RAE, es el signo que mantiene una relación de semejanza con el

objeto representado; p. ej., las señales de cruce, badén o curva en las carreteras.

El concepto de la señalética

Si bien el concepto de señalética no está registrado en el diccionario de la Real Academia

Española, Joan Costa introdujo el concepto de ―señalética‖ hace veinte años. Según Costa ―los

sistemas de información y de comunicación buscan integrar óptimamente los códigos visuales

a la actividad psicofísica de los individuos. La finalidad de estos sistemas, en especial el

sistema señalético, es reducir toda incertidumbre y evitar que se produzcan situaciones

ansiógenas (por ejemplo, en transportes públicos, hospitales, aeropuertos), así como evitar

dudas, errores y pérdidas de tiempo de los individuos en los espacios en que ellos actúan‖.

Según Costa ―Desde Shannon sabemos que en todo proceso de comunicación incide algún

―ruido‖ no deseado. En estas situaciones de interferencias entre mensaje y ruido visual del

entorno, es necesario un lenguaje gráfico propio, claro y bien estructurado para la orientación

de los usuarios. Este es el lenguaje señalético. En la medida que este lenguaje se funda y se

articule en los sistemas de signos convencionales ya conocidos e integrados por el usuario

(signos tipográficos, pictográficos y cromáticos), el sistema señalético optimiza la percepción

y comprensión de las informaciones, y su utilización‖.

―La señalética es un sistema específico de signos que debe diferenciarse de otros sistemas de

signos polisémicos (decorativos, artísticos), mientras que los signos señaléticos -y sus

mensajes- son necesariamente monosémicos: tienen un único y claro significado, son

unívocos‖, dice Costa.

―Dicho de otro modo, la señalética responde a una situación precisa que rehúye toda

ambigüedad. Su sistema no es asimilable al sistema del lenguaje, sino al fundamental de la

sintaxis de las señales no lingüísticas. El orden de la percepción y el encadenamiento de las

señales implica una relación constante con los principios de la teoría de la Forma

(Gestalttheorie), es decir, el contraste forma/fondo, o lo que es lo mismo, mensaje/ruido, y con

las leyes de la pragmática, es decir, la formación instantánea del significado en la mente de los

individuos55

‖.

55

www.joancosta.com



Un ejemplo demostrativo

¿Qué mejor que un ícono para mostrar el poder del ícono? ¿Quién no conoce los siguientes

símbolos y sabe lo útiles que son? Por ejemplo, ante el siguiente ícono, ¿Sabe Usted qué baño

le corresponde usar?

Fuente: www.cartelesmark.com.ar

Como señala Joan Costa ―Si una imagen dice más que mil palabras, un símbolo dice más que

mil imágenes‖.

En este sentido los ícono faciales son una forma de comunicación, un lenguaje válido y

didáctico a usar, que reduce los ruidos y la ambigüedad de la comunicación, es decir la

―improbabilidad de la comunicación‖ como señala Luhmann.

Por la razón anterior, si bien los símbolos nacen en las épocas anteriores a la alfabetización, su

utilidad es mayor en las épocas de la alfabetización.

La sociedad chilena tiene un alto grado de tecnología, en la cual se necesita entender en forma

rápida qué se quiere decir. En este aspecto, los íconos faciales son útiles para conseguir un

entendimiento inmediato del público.

Un ícono facial sonriente, facilita la atención rápida e instantánea del público, ayudando su

comprensión de que el indicador es positivo. Este elemento visual, por su fácil entendimiento

es el recomendado para llegar a todo tipo de público, tanto al educado como alfabetizado en

desuso, puesto que ambos convergen en el mismo código social común de, en este caso, un

ícono facial sonriente, implica aprobación y buen rendimiento. Asimismo, opera con un ícono

facial triste o un ícono facial neutro.

http://www.cartelesmark.com.ar/



Es en este contexto, que se viene a proponer el uso de íconos para transmitir información

sobre la calidad del servicio de las empresas de distribución eléctrica, puesto que, como se ha

señalado, informan de manera directa y sin intermediaciones que distraigan el contenido del

mensaje.

De esta forma, junto al indicador informado, pudiera ser representado algún ícono como los

que a continuación se presentan a título ilustrativo, que de algún modo están validados en la

ciudadanía:

Dimensión

Evaluada Indicador Evaluación

Servicio

RECLAMOS

Reclamo ingresado en

la empresa eléctrica /

Total puntos de

suministro

Reclamo resuelto

dentro de los plazos

legales / Total

reclamos ingresados

en la empresa

eléctrica

Reclamo resuelto a

conformidad del

reclamante / Total

reclamos ingresados

en la empresa

eléctrica

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