2 perdidas distrubucion-energia

Pérdidas de Energía - Distribución 0

1. Introducción2. Medición de las Pérdidas de Energía3. Evolución Regulatoria4. Planes de Pérdidas5. 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 energíaocasionadas por el hurto de electricidad, errorestécnicos y/o administrativos. Como consecuencia deello, la empresa factura menos energía, disminuyendosus ingresos y su margen operativo.

Transmisión Distribución ComercializaciónGeneración Asume Pérdidas en Se Mide toda Energía el proceso de que Entra y Sale del Generación y en los STN. Se distribuyen las activos de conexión pérdidas reales . Prom al sistema 2010 (1,7%), 2011 (1,9%)

TÉCNICAS REDUCCIÓN DE NO TÉCNICAS LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA PROCESOS DE SOPORTE AL PLAN

Pérdidas Comerciales:Son las pérdidas que se pueden visualizar desde los estados financieros de lacompañía, pues representan la diferencia entre la energía comprada y la energíavendida por el comercializador. Compra  Venta %Pérdidas Comerciales  CompraPérdidas de Red:El índice de pérdidas de red mide las pérdidas de energía inmersas en el sistemade distribución del operador de red teniendo en cuenta la energía de entrada y lassalidas del sistema. Todos los datos anteriores a partir de las medidas físicasinstaladas en las fronteras del OR y los medidores de los usuarios finales. Entrada  Salida %Pérdidas de Re d  Entrada

Entrada  Salida %Pérdidas de Re d  Entrada 100  80 %Pérdidas de Re d   20% 100 El Comercializador Incumbente atiende el 50% del mercado y asume el 90% de las pérdidasCompras Entrante  40 * factor Re f (1,05)  42Compras Incumbente  Entrada  Compras Entrante  100  42  58 Compras  Ventas 58  40%Pérdidas Comerciales    31% Compras 58

LEY 142ARTICULO 87. Criterios para definir el régimen tarifario. El régimen tarifario estará orientadopor los criterios de eficiencia económica, neutralidad, solidaridad, redistribución, suficienciafinanciera, simplicidad y transparencia.87.1.- Por eficiencia económica se entiende que el régimen de tarifas procurará que éstas seaproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo; que las fórmulas tarifariasdeben tener en cuenta no solo los costos sino los aumentos de productividad esperados, yque éstos deben distribuirse entre la empresa y los usuarios, tal como ocurriría en unmercado competitivo; y que las fórmulas tarifarias no pueden trasladar a los usuarios loscostos de una gestión ineficiente, ni permitir que las empresas se apropien de las utilidadesprovenientes de prácticas restrictivas de la competencia. En el caso de servicios públicossujetos a fórmulas tarifarias, las tarifas deben reflejar siempre tanto el nivel y la estructura delos costos económicos de prestar el servicio, como la demanda por éste. 1994 Ley 142

LEY 143Artículo 45.- Los costos de distribución que servirán de base para la definición de tarifas a losusuarios regulados del servicio de electricidad, por parte de la Comisión de Regulación deEnergía y Gas, tendrán en cuenta empresas eficientes de referencia según áreas dedistribución comparables, teniendo en cuenta las características propias de la región, tomaránen cuenta los costos de inversión de las redes de distribución, incluido el costo deoportunidad de capital, y los costos de administración, operación y mantenimiento porunidad de potencia máxima suministrada. Además, tendrán en cuenta niveles de pérdidas deenergía y potencia característicos de empresas eficientes comparables. 1994 Ley 143

SENDA PÉRDIDAS RECONOCIDAS EN LA TARIFA 2 0 .0 0 % 1 8 .2 5 % 1 6 .5 0 % 1 4 .7 5 % 1 3 .0 0 % Pagan Usuarios 2012 2013 2014 2015 2016 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 1997Res. CREG 031

SENDA PÉRDIDAS RECONOCIDAS EN LA TARIFA2 0 .0 0 %1 8 .2 5 %1 6 .5 0 %1 4 .7 5 %1 3 .0 0 % Pagan Usuarios 2012 2013 2014 2015 2016 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2001 Res. CREG 159

Senda de reducción de Pérdidas de distribución Por Nivel de Tensión y Por UbicaciónGeográfica iguales para todas las empresas. Para el NT2 y NT1 se calculaban lasPérdidas por empresa, ponderando con los KVA instalados en sector Urbano y Rural. Nivel 2 Nivel 1 Nivel 4 Nivel 3 Año Urbana Rural Urbana Rural (P4 ) (P3 ) (Pu2 ) (Pr2 ) (Pu1 ) (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% 2002 Res. CREG 082

Decreto 387 y 4977 de 2007Artículo 3 b) Las pérdidas totales de energía de un Mercado de Comercialización, que se apliquenpara efectos del cálculo de la demanda comercial de los Comercializadores Minoristas que actúenen dicho Mercado, se distribuirán así: las pérdidas técnicas por la energía transportada por cadanivel de tensión y las pérdidas no técnicas de todo el mercado de comercialización a prorrata de laenergía vendida a los usuarios finales. La CREG definirá la metodología de cálculo para determinary asignar estas pérdidas.e) La CREG le reconocerá al OR el costo eficiente del plan de reducción de Pérdidas No Técnicas, elcual será trasladado a todos los usuarios regulados y No regulados conectados al respectivomercado. 2007 Decreto MME 387 Decreto MME 4977

Resolución CREG 119 de 2007Fórmula 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  G  IPR  IPRSTN  T  IPR CPROG  PR    1  IPR  IPRSTN   1  IPR     V  2007 Res. CREG 119

SENDA PÉRDIDAS RECONOCIDAS EN LAPérd. Total TARIFA 20,00% 18,25% 16,50% Pagan 14,75% Comerc. Pérd. Rec. Pagan Usuarios 2012 2013 2014 2015 2016 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2007 Res. CREG 121

Resolución CREG 097 2008Pérdidas diferenciales Empresa y por NT de acuerdo con estudio técnico. Las pérdidas del NT1 secalculan 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%) 2008 Res. CREG 097

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) 2009 Circular CREG 024 y 057

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. Parametros Estimador deParametros Generales de Simulación Operador de Red Perdidas Nombre del caso ELECTRICARIBE 2002-2008 (Red Neuronal) Año t Año t-1 CEDENAR 2002-2008 Energia Entrada [kWh] Pérdidas Técnicas [%] CENS 2002-2008 Energia Salida [kWh] CHEC 2003-2008 Costo de Distribución [$/kWh] Nivel de Perdidas [%] CODENSA 1999-2008 Elesticidad de la Demanda [%] EDEQ 2003-2008 Inversion [$/kWh] EEPPM 1998-2006 Costo de Generación [$/kWh] ELECTROHUILA 2003-2008 EMSA 2004-2008 Costo de Transporte [$/kWh] ENERTOLIMA 2004-2008 EPSA 1998-2008 Tasa de Descuento [%] Crecimiento Vegetativo [%] 2010 -2011 Circular CREG 052 y Minima Inversion [$/kWh] 024 Maxima Inversion [$/kWh]

Resolución CREG 184 de 2010 – Metodología para Establecer los Planes de Reducción dePérdidas 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. 2010 CREG 184 (En Consulta)

1. Definiciones2. Generalidades3. 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 ORCPCE: Costo del Plan calculado con el modelo de Costos EficientesCPROG: Cargo en $/kWh por concepto del Plan de Reducción de Pérdidas noTécnicas.Pérdidas Eficientes de Energía: Corresponden a las pérdidas técnicas de energíaen los niveles de tensión 2, 3 y 4 aprobadas en las resoluciones particulares queaprueban cargos por uso con base en la Resolución CREG 097 de 2008. En el nivelde tensión 1 es la suma de las pérdidas técnicas de energía más las pérdidas notécnicas 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 NT3 NT4NT2 NT1 NT3 NT2 NT1

Energía en Entrada: Salida: tránsito – Generación Ventas sin rec.NT4 Otros OR STN STN0.91% Otros OR Otros OR NT Superior Servicios Aux.NT3 2%NT2 3%NT1 5% Entrada  Salida 100  80   22,22% Entrada  Transito 100  10

Las Pérdidas Técnicas 21% 20,00%se obtienen usando las 19% 17,60% Sendapérdidas de los Máxima de 17% Pérdidasestudios internos o de 15,20%los estudios CREG. 15% 12,80% 13% Pérdidas 10,40% NT4 = 0,91% 11% Técnicas NT3 = 2.71% 9% 8,00% 8% NT2 = 2.96% NT1 (Rec.) = 7.33% 7% Piso de Pérdidas 5% Pérdidas Técnicas 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Beneficio Incremental vs. Costo Incremental Beneficios Acumulados Costo de Mantener el Indicador Mayores Ventas Los Esfuerzo de Millones $ (CU – R) Mantener elMillones $ Menores Compras Beneficios Indicador Crece (G, T, STR) Exponencialmente Millones $ Nivel de Pérdidas Eficiente (12%) 7% 9% 19% 11% 13% 15% 17% 21% 7% 9% 11% 13% 15% 17% 19% 21% Costos 11,00% 13,00% 15,00% 17,00% 19,00% 21,00% 7,00% 9,00% 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).

Senda de Pérdidas Gestionable21% 20,00% 18,40%19% 16,80%17% 15,20%15% 13,60%13% 12,00% 12,00% Pérdidas11% Técnicas 8% Pérdidas No Técnicas9% Reconocidas7%5% 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Evolución del Balance de Energía con y sin efectos del 130,0 Plan de Reducción de Pérdidas 120,0 110,0 100,0 90,0 80,0 A medida que la demanda Crece se requiere mayor recuperación en 70,0 GWH para lograr el resultado 60,0 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 COMPRAS SIN PLAN [GWh] VENTAS SIN PLAN [GWh] COMPRAS CON PLAN [GWh] VENTAS CON PLAN [GWh] 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%

 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 quelos recursos sean depositados en esta. Al finalizar el periodo posterior al de lasuspensión 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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2 perdidas distrubucion-energia

by Andesco on Sep 18, 2011

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