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Pérdidas de Energía - Distribución

1. Introducción

2. Medición de las Pérdidas de Energía

3. Evolución Regulatoria

4. Planes de Pérdidas

5. Conclusiones

Pérdidas Técnicas: Representan la energía que se pierde durante el transporte de energía. Este tipo de pérdidas no pueden ser eliminadas en su totalidad, solamente se pueden optimizar con base en inversiones de mejoramiento en la infraestructura eléctrica del operador de red.

Pérdidas No Técnicas: Son las pérdidas de energía ocasionadas por el hurto de electricidad, errores técnicos y/o administrativos. Como consecuencia de ello, la empresa factura menos energía, disminuyendo sus ingresos y su margen operativo.

Generación

Transmisión

Distribución

Comercialización

Asume Pérdidas en el proceso de

Generación y en los activos de conexión

al sistema

Se Mide toda Energía que Entra y Sale del

STN. Se distribuyen las pérdidas reales . Prom 2010 (1,7%), 2011 (1,9%)

TÉCNICAS NO TÉCNICAS REDUCCIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA

PROCESOS DE SOPORTE AL PLAN

Pérdidas Comerciales: Son las pérdidas que se pueden visualizar desde los estados financieros de la compañía, pues representan la diferencia entre la energía comprada y la energía vendida por el comercializador. Pérdidas de Red: El índice de pérdidas de red mide las pérdidas de energía inmersas en el sistema de distribución del operador de red teniendo en cuenta la energía de entrada y las salidas del sistema. Todos los datos anteriores a partir de las medidas físicas instaladas en las fronteras del OR y los medidores de los usuarios finales.

Compra

VentaComprasComerciale%Pérdidas

Entrada

SalidaEntradadde %Pérdidas

Re

%20100

80100Re

Re

dde %Pérdidas

Entrada

SalidaEntradadde %Pérdidas

%3158

4058

5842100

42)05,1(Re *40

Compras

VentasComprassComerciale%Pérdidas

EntranteComprasEntradaIncumbenteCompras

ffactorEntranteCompras

El Comercializador

Incumbente atiende

el 50% del mercado

y asume el 90% de

las pérdidas

1994 Ley 142

LEY 142 ARTICULO 87. Criterios para definir el régimen tarifario. El régimen tarifario estará orientado por los criterios de eficiencia económica, neutralidad, solidaridad, redistribución, suficiencia financiera, simplicidad y transparencia. 87.1.- Por eficiencia económica se entiende que el régimen de tarifas procurará que éstas se aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo; que las fórmulas tarifarias deben tener en cuenta no solo los costos sino los aumentos de productividad esperados, y que éstos deben distribuirse entre la empresa y los usuarios, tal como ocurriría en un mercado competitivo; y que las fórmulas tarifarias no pueden trasladar a los usuarios los costos de una gestión ineficiente, ni permitir que las empresas se apropien de las utilidades provenientes de prácticas restrictivas de la competencia. En el caso de servicios públicos sujetos a fórmulas tarifarias, las tarifas deben reflejar siempre tanto el nivel y la estructura de los costos económicos de prestar el servicio, como la demanda por éste.

1994 Ley 143

LEY 143 Artículo 45.- Los costos de distribución que servirán de base para la definición de tarifas a los usuarios regulados del servicio de electricidad, por parte de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, tendrán en cuenta empresas eficientes de referencia según áreas de distribución comparables, teniendo en cuenta las características propias de la región, tomarán en cuenta los costos de inversión de las redes de distribución, incluido el costo de oportunidad de capital, y los costos de administración, operación y mantenimiento por unidad de potencia máxima suministrada. Además, tendrán en cuenta niveles de pérdidas de energía y potencia característicos de empresas eficientes comparables.

1997

Res. CREG 031

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2 0 .00 %

1 8 .25 %

1 6 .50 %

1 4 .75 %

1 3 .00 %

SENDA PÉRDIDAS RECONOCIDAS EN LA TARIFA

Pagan Usuarios

2001

Res. CREG 159

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2 0 .00 %

1 8 .25 %

1 6 .50 %

1 4 .75 %

1 3 .00 %

SENDA PÉRDIDAS RECONOCIDAS EN LA

TARIFA

Pagan Usuarios

2002

Res. CREG 082

Senda de reducción de Pérdidas de distribución Por Nivel de Tensión y Por Ubicación Geográfica iguales para todas las empresas. Para el NT2 y NT1 se calculaban las Pérdidas por empresa, ponderando con los KVA instalados en sector Urbano y Rural.

Urbana

(Pu2)

Rural

(Pr2)

Urbana

(Pu1)

Rural

(Pr1)

2003 1,35% 1,47% 1,53% 5,05% 6,47% 10,34%

2004 1,19% 1,44% 1,53% 5,05% 5,94% 9,45%

2005 1,04% 1,41% 1,53% 5,05% 5,41% 8,56%

2006 0,88% 1,38% 1,53% 5,05% 4,88% 7,67%

2007 0,73% 1,35% 1,53% 5,05% 4,35% 6,78%

Año

Nivel 2 Nivel 1Nivel 4

(P4)

Nivel 3

(P3)

2007

Decreto MME 387 Decreto MME 4977

Decreto 387 y 4977 de 2007 Artículo 3 b) Las pérdidas totales de energía de un Mercado de Comercialización, que se apliquen para efectos del cálculo de la demanda comercial de los Comercializadores Minoristas que actúen en dicho Mercado, se distribuirán así: las pérdidas técnicas por la energía transportada por cada nivel de tensión y las pérdidas no técnicas de todo el mercado de comercialización a prorrata de la

energía vendida a los usuarios finales. La CREG definirá la metodología de cálculo para determinar

y asignar estas pérdidas. e) La CREG le reconocerá al OR el costo eficiente del plan de reducción de Pérdidas No Técnicas, el cual será trasladado a todos los usuarios regulados y No regulados conectados al respectivo mercado.

2007

Res. CREG 119

Resolución CREG 119 de 2007 Fórmula Tarifaria incorpora el componente PR en el cual se incluye el CPROG

Costo de compra y transporte de pérdidas y costo programa de reducción de pérdidas

V

CPROG

IPR

IPRT

IPRSTNIPR

IPRSTNIPRGPR

11

2007

Res. CREG 121

Pérd. Total

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

20

11

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20,00%

18,25%

16,50%

14,75%

Pérd. Rec.

Pagan Usuarios

Pagan Comerc.

SENDA PÉRDIDAS RECONOCIDAS EN LA

TARIFA

2008

Res. CREG 097

Resolución CREG 097 2008 Pérdidas diferenciales Empresa y por NT de acuerdo con estudio técnico. Las pérdidas del NT1 se calculan de tal forma que el total de pérdidas sea 12,75% sin incluir el STN. Pérdidas Nivel de Tensión 4 = 0,91% (STR Centro Sur) - 0,99% (STR Norte) Pérdidas Nivel de Tensión 3 = Por Empresa. Pérdidas Nivel de Tensión 2 = Por Empresa. Pérdidas Nivel de Tensión 1 = Por Empresa (El acumulado desde NT1 hasta NT4 = 12,75%)

2009 Circular CREG 024 y

057

Circular CREG 024 y 057 2009 – Estudio de Pérdidas IEB Definición de Pérdidas Técnicas por Empresas con base en estudios Específicos. Base para las resoluciones de aprobación de Cargos en 2009. Guía para la presentación de Planes de Reducción de Pérdidas. Propuesta de Senda Eficiente y Valoración del Plan de Pérdidas por empresa.

PROBLEMAS EN LA MEDICIÓN DEL INDICADOR TOTAL DE PÉRDIDAS (ENERGÍA EN TRÁNSITO)

2010 -2011 Circular CREG 052 y

024

Circular CREG 052 de 2010 y 024 2011 – Estudio de Pérdidas UTP Modelo basado en Redes Neuronales para maximizar beneficios del Plan de Reducción de

Pérdidas No Técnicas. Estimación del Costo Eficiente del Plan.

Operador de Red ELECTRICARIBE 2002-2008 CEDENAR 2002-2008 CENS 2002-2008 CHEC 2003-2008 CODENSA 1999-2008 EDEQ 2003-2008 EEPPM 1998-2006 ELECTROHUILA 2003-2008 EMSA 2004-2008 ENERTOLIMA 2004-2008 EPSA 1998-2008

Parametros Generales de Simulación

Nombre del caso

Pérdidas Técnicas [%]

Costo de Distribución [$/kWh]

Elesticidad de la Demanda [%]

Costo de Generación [$/kWh]

Costo de Transporte [$/kWh]

Tasa de Descuento [%]

Crecimiento Vegetativo [%]

Minima Inversion [$/kWh]

Maxima Inversion [$/kWh]

Año t-1 Año t

Energia Entrada [kWh]

Energia Salida [kWh]

Nivel de Perdidas [%]

Inversion [$/kWh]

Parametros Estimador de

Perdidas

(Red Neuronal)

2010 CREG 184

(En Consulta)

Resolución CREG 184 de 2010 – Metodología para Establecer los Planes de Reducción de Pérdidas No Técnicas. (En Consulta) Guía de Presentación de los Planes. Cálculo de los indicadores Totales y por N.T. Inversiones Reconocidas y No Reconocidas – Costo Eficiente. Incumplimientos. Modificación de la Fórmula Tarifaria (CPROG en $/kWh). Modificación Asignación de Pérdidas entre Comercializadores.

1. Definiciones

2. Generalidades

3. Elementos del Plan de Pérdidas

CAP: Costo anual del Plan de Reducción de Pérdidas no Técnicas aprobado al OR. CTP: Costo Total del Plan : Min (CPOR, CPCE) CPOR: Costo del Plan Presentado por el OR CPCE: Costo del Plan calculado con el modelo de Costos Eficientes CPROG: Cargo en $/kWh por concepto del Plan de Reducción de Pérdidas no Técnicas. Pérdidas Eficientes de Energía: Corresponden a las pérdidas técnicas de energía en los niveles de tensión 2, 3 y 4 aprobadas en las resoluciones particulares que aprueban cargos por uso con base en la Resolución CREG 097 de 2008. En el nivel de tensión 1 es la suma de las pérdidas técnicas de energía más las pérdidas no técnicas reconocidas

Reconocimiento de los Costos Eficientes del Plan (Inversión y AOM).

Activos reconocidos en los Cargos por Uso (Se reconoce la anualidad).

No se reconocen Inversiones para mejorar Calidad del Servicio.

No se reconocen inversiones para disminuir Pérdidas Técnicas.

No se reconocen inversiones ya ejecutadas.

Duración de 5 años y remuneración sólo para OR con pérdidas mayores a las

reconocidas actualmente. Remuneración sujeta al cumplimiento de las metas aprobadas.

NT4

NT2

NT3

NT1

NT4

NT1

NT2

NT3

NT4 0.91%

NT1 5%

NT2 3%

NT3 2%

Energía en tránsito –Otros OR

%22,2210100

80100

TransitoEntrada

SalidaEntrada

Entrada: Salida:

Generación Ventas sin rec.

STN STN

Otros OR Otros OR

NT Superior Servicios Aux.

Las Pérdidas Técnicas se obtienen usando las pérdidas de los estudios internos o de los estudios CREG.

NT4 = 0,91% NT3 = 2.71% NT2 = 2.96%

NT1 (Rec.) = 7.33%

20,00%

17,60%

15,20%

12,80%

10,40%

8,00% 8%

5%

7%

9%

11%

13%

15%

17%

19%

21%

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Senda Máxima de

Pérdidas

Pérdidas Técnicas

Piso de Pérdidas Pérdidas Técnicas

7%

9%

11%

13%

15%

17%

19%

21%

Beneficios Acumulados

Mill

on

es

$

Mayores Ventas (CU – R)

Menores Compras (G, T, STR)

7%

9%

11%

13%

15%

17%

19%

21%

Costo de Mantener el Indicador

Millo

ne

s $

Los Esfuerzo de Mantener el

Indicador Crece Exponencialmente

7,0

0%

9,0

0%

11

,00

%

13

,00

%

15

,00

%

17

,00

%

19

,00

%

21

,00

%

Beneficio Incremental vs. Costo Incremental

Mill

on

es

$

Nivel de Pérdidas Eficiente (12%)

Beneficios

Costos

Los modelos de análisis no reflejan adecuadamente los incrementales de

eficiencia que se pueden lograr en el desarrollo de un plan (Know-how,

Innovación tecnológica, Gestión de la Información y el conocimiento, cambios

en el entorno macroeconómico).

20,00%

18,40%

16,80%

15,20%

13,60%

12,00% 12,00%

5%

7%

9%

11%

13%

15%

17%

19%

21%

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Senda de Pérdidas Gestionable

Pérdidas No Técnicas

Reconocidas

Pérdidas Técnicas 8%

DESCRIPCIÓN 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 CRECIMIENTO [%]

COMPRAS SIN PLAN [GWh] 100,0 104,0 108,2 112,5 117,0 121,7 126,5 4,00%

VENTAS SIN PLAN [GWh] 80,0 83,2 86,5 90,0 93,6 97,3 101,2 4,00%

COMPRAS CON PLAN [GWh] 100,0 103,0 106,1 109,3 112,6 115,9 120,6 3,00%

VENTAS CON PLAN [GWh] 80,0 84,0 88,2 92,6 97,2 102,0 106,1 4,98%

Pérdidas Sin Plan [GWh] 20,0 20,8 21,6 22,5 23,4 24,3

% Pérdidas Sin Plan 20,0% 20,0% 20,0% 20,0% 20,0% 20,0%

Pérdidas Con Plan [GWh] 20,0 19,0 17,9 16,7 15,4 13,9

% Pérdidas Con Plan 20,0% 18,4% 16,8% 15,2% 13,6% 12,0%

60,0

70,0

80,0

90,0

100,0

110,0

120,0

130,0

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Evolución del Balance de Energía con y sin efectos del Plan de Reducción de Pérdidas

COMPRAS SIN PLAN [GWh] VENTAS SIN PLAN [GWh]

COMPRAS CON PLAN [GWh] VENTAS CON PLAN [GWh]

A medida que la demanda Crece se requiere mayor recuperación en

GWH para lograr el resultado

Resumen del Plan (Costo Total del Plan, Costo Anual, Metas) Balance de energía

Formato de actividades a desarrollar

Inventario de las redes antifraude y Ptos de Medida existentes

Procedimiento de actualización amarre – Certificado

Certificación del revisor fiscal - Cuentas creadas en la contabilidad.

Medida entre N.T. (Plazo 1 año) – Estudios de Pérdidas Técnicas Macromedición en alimentadores y transformadores Micromedición Instalación de sistemas de medición centralizada Normalización de usuarios

Inspección de instalaciones Revisión de medidores de usuarios

Redes antifraude Balance energético Gestión comercial Gestión social Sistemas de gestión de pérdidas

Incumplimiento en la meta de reducción de pérdidas en dos períodos de

evaluación (Semestres) consecutivos. La meta de Pérdidas se Flexibiliza hasta 0,8% si el CPOR es menor CPCE.

Desactualización de la vinculación de usuarios a la red. Recursos del Plan utilizados para actividades diferentes. Problemas de Registro ante el ASIC o Información diferente a la reportada en

fronteras comerciales. En Caso de suspensión el OR deberá constituir una Fiducia e informar para que los recursos sean depositados en esta. Al finalizar el periodo posterior al de la suspensión podrá utilizar los recursos si cumple la meta.

Incumplimiento de las metas del plan durante tres períodos de evaluación consecutivos.

Reincidencia en una de las causales de suspensión del plan.

No corregir Vinculación Cliente – Red (Plazo 6 meses)

Reportar redes existentes como ejecución del Plan.

Cuando los ingresos de Plan sean superiores a los valores reportados como ejecución más excedentes.

Cuando un OR decida finalizar el Plan. Devolución de recursos: la variable CPROGj,m tomará un valor negativo.

La regulación está generando las condiciones propicias para que los Operadores puedan disminuir las pérdidas de energía.

Se reconocerá como Valor del Plan el menor valor entre el Plan Presentado por el OR y el resultado del modelo de Costos Eficientes.

No se planteado reconocimiento de Inversiones ya ejecutadas, se

debe aclarar que pasa con la reposición de estas inversiones.

No está claro el mecanismo para incluir el reconocimiento costos de Mtto posteriores a la finalización del Plan. En el AOM de Distribución?

Distribuir pérdidas No Técnicas sin posibilidad de traslado a usuarios, genera insuficiencia financiera de los comercializadores Entrantes? Como se va a resolver este problema?

Preparar el Plan de Pérdidas a Presentar, sustentando el nivel de pérdidas óptimo para el mercado y modelando diferentes escenarios de Ingresos y cumplimientos del Plan.

Recalcular índices de pérdidas y definir metas con base en la metodología de la Resolución 184. Sin Energía en Tránsito y sin Recuperación.

Asegurar calidad en la información que se reporta al SUI.

Ajustes en la contabilidad y los sistemas de gestión comercial.

Definir y/o ajustar la Estructura organizacional del proyecto.

Certificar proceso de Actualización de Información en el Sistema de Información Geográfico.

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