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Regulación para la reducción de pérdidas de energía. Gestión y regulación para la mejora en la calidad del servicio de energía

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Regulación para la reducción de pérdidas de energía. Gestión y regulación para la mejora en la calidad del servicio de energía

  1. 1. Page  0
  2. 2. Page  1
  3. 3. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía1. Introducción2. Medición de las Pérdidas de Energía3. Evolución Regulatoria4. Planes de Pérdidas - Resolución CREG 172 de 20115. Pérdidas Reconocidas - Resolución CREG 173 de 20116. Prorrata de Pérdidas - Resolución CREG 174 de 2011
  4. 4. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía 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%)
  5. 5. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía (Definiciones Básicas: Resolución CREG-172-2011) Sistema de Distribución Local, SDL: Sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a los Niveles de Tensión 3, 2 y 1 dedicados a la prestación del servicio en un Mercado de Comercialización.Actividad de Comercialización Minorista: Actividad queconsiste en la intermediación comercial entre los agentesque prestan los servicios de generación, transmisión ydistribución de energía eléctrica y los usuarios finales dedichos servicios, bien sea que esa actividad se desarrolle ono en forma combinada con otras actividades del sectoreléctrico, según lo dispuesto por la regulación y la ley.
  6. 6. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación EnergíaSistema Interconectado Nacional - SIN G STN 220 - 500 kV STN L Nivel IV 115/57,5 kV STR SIN Nivel III L 34,5 kV L SDL Nivel II 13.2 kV Nivel I  1 kV
  7. 7. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía Mercado de Energía Mayorista - MEM Administración del Mercado Operación del Sistema BOLSA CONTRATOS Servicios Planeación y Despacho de $ Recursos G & T - CND $ CRS, kWh, Servicios Mercado de Energía Mayorista - GENERACIÓN MEM: XM (ASIC - LAC) Contratos: kWh, GEN - Gmt kWh TRANSMISIÓN NACIONAL Cargos Uso STN - Tmt $ Tm COMERCIALIZACIÓN kWh TRANSMISIÓN REGIONALkWh - Reg. $ $ kWh - No Reg. Cargos UsoFacturados Facturados TRm STR - TRmt MERCADO MERCADO kWh Dnm REGULADO NO REGULADO DISTRIBUCIÓN LOCAL Cargos Uso SDL - DLnmt kWh kWh DLnm kWh
  8. 8. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía (Definiciones Básicas: Resolución CREG-172-2011) Pérdidas Técnicas de Energía: Energía que se pierde en los Sistemas de Transmisión Regional y/o Distribución Local a causa del transporte y la transformación de la energía eléctrica. (Pueden minimizarse con inversión en Infraestructura, tecnología y gestión de cargabilidad). Son Reconocidas al Comercializador vía tarifa.Pérdidas No Técnicas de Energía: Energía que sepierde en un Mercado de Comercialización pormotivos diferentes al transporte y transformación de laenergía eléctrica. (ocasionadas por defraudación del fluidoeléctrico: conexiones no autorizadas o ilegales, alteración demedidores, errores técnicos y/o administrativos delprestador). No son Reconocidas al Comercializador =Pérdidas Financieras.
  9. 9. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación EnergíaÍndice de Pérdidas Comerciales:Son las pérdidas de energía que resultan como diferencia del Balance de laCompra-Venta de energía del Comercializador. Se evidencian como pérdidasmonetarias en los estados financieros de la compañía. Cálculo del Índice: Compra  Venta %Pérdidas Comerciales  CompraÍndice de Pérdidas de Distribución:Son las pérdidas de energía presentes en el sistema de distribución del operadorde red, resultado del balance entre las entradas y las salidas de energía delsistema, contabilizadas en las medidas físicas instaladas en las fronteras del OR ylos medidores de los usuarios finales. Cálculo del Índice: Entrada Salida %Pérdidas de Re d  Entrada
  10. 10. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía Mercado de Sistema de Distribución Comercialización Local CE1 PTE Compra de Energía CE2 PTE C1 PTE Compra de Energía C2 Entradas de Energía CI Plan Reducción Pérdidas NT de Energía CEn PTE PNTE Compra de Energía C3CI : Comercializador Incumbente.CE : Comercializador Entrante.PNTE: Pérdidas No Técnicas de EnergíaSDL: Sistema de Distribución Local = Mercado de Comercialización.
  11. 11. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía 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
  12. 12. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía 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. 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 de distribución comparables, teniendo encuenta las características propias de la región, tomarán en cuenta los costos de inversión delas redes de distribución, incluido el costo de oportunidad de capital,y los costos de administración, operación y mantenimiento por unidad de potencia máximasuministrada.Además, tendrán en cuenta niveles de pérdidas de energía y potencia característicos deempresas eficientes comparables. 1994 Ley 142
  13. 13. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía 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
  14. 14. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación EnergíaDecreto MME 387 de 2007 (y 4977 de 2007)(Por medio del cual se establecen políticas generales en relación con la actividad deComercialización de energía eléctrica)Artículo 3 b) Las pérdidas totales de energía de un Mercado de Comercialización, que seapliquen para efectos del cálculo de la demanda comercial de los ComercializadoresMinoristas que actúen en dicho Mercado, se distribuirán así: las pérdidas técnicas por laenergía transportada por cada nivel de tensión y las pérdidas no técnicas de todo elmercado de comercialización a prorrata de la energía vendida a los usuarios finales. LaCREG 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 NoTécnicas, el cual será trasladado a todos los usuarios regulados y No reguladosconectados al respectivo mercado. 2007 Decreto MME 387 Decreto MME 4977
  15. 15. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación EnergíaResolución 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
  16. 16. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía 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
  17. 17. Milton Fabián Morales G. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía Consultor Regulación EnergíaResolución 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
  18. 18. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía 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]
  19. 19. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación EnergíaResolución CREG 172 de 2011 – Metodología para Establecer los Planes de Reducción dePérdidas No Técnicas en los SDL. (Propuesta previa: Resolución CREG-184-2010) Objeto y ámbito de aplicación Criterios Generales Requisitos presentación Plan Plazo Presentación Estudio Nivel 1 y Planes Evaluación del plan Inicio y seguimiento del plan Causales suspensión y cancelación del reconocimiento Guía de Presentación de los Planes. Cálculo de los indicadores Totales y de Nivel 1 Inversiones Reconocidas y No Reconocidas – Costo Eficiente. Incumplimientos. Modificación de la Fórmula Tarifaria (CPROG en $/kWh). Modificación Asignación de Pérdidas entre Comercializadores. 2010 CREG 172 (Definitiva)
  20. 20. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía1. Cronograma y Definiciones2. Generalidades3. Elementos del Plan de Pérdidas
  21. 21. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía Presentación Estudios nivel 127 Diciembre 22 Marzo 27 Abril Agosto Octubre 2011 2012 2012 2012 2012 Resolución ResoluciónCREG 172 de CREG 031 de 2011 2011 Resoluciones particulares Presentación de planes e inicio actuaciones administrativas Inicio de Planes
  22. 22. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación EnergíaTÉCNICAS REDUCCIÓN DE NO TÉCNICAS LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA PROCESOS DE SOPORTE AL PLAN
  23. 23. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación EnergíaCTP: Costo Total del Plan para el OR a 5 años ($dic-10).CPOR: Valor Presente del Plan Presentado por el OR. (Tasa Retorno=13%).CPCE: Costo del Plan calculado con el modelo de Costos Eficientes. Min (CPOR, CPCE).CAP: Costo anual del Plan de Reducción de Pérdidas no Técnicas aprobado al OR.CPROG: Cargo en $/kWh por concepto del Plan de Reducción de Pérdidas no Técnicas,que se traslada a los usuarios regulados y no regulados del mercado de comercialización.Pérdidas Eficientes de Energía: Corresponden a las pérdidas técnicas de energía en losniveles de tensión 2, 3 y 4 aprobadas en las resoluciones particulares que aprueban cargospor uso con base en la Resolución CREG 097 de 2008. En el nivel de tensión 1 es la sumade las pérdidas técnicas de energía más las pérdidas no técnicas reconocidas.
  24. 24. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía 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 en Pérdidas. Duración de 5 años y remuneración sólo para OR con pérdidas mayores a las reconocidas actualmente. Remuneración sujeta al cumplimiento de las metas aprobadas. Rezago de 3 meses en cálculo de los indicadores
  25. 25. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación EnergíaNT4 NT3 NT4NT2 NT1 NT3 NT2 NT1
  26. 26. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía 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
  27. 27. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación EnergíaLas Pérdidas Técnicas 21% 20,00%se obtienen a partir de 19% 17,60%los estudios técnicos 17%del OR y de los 15,20% Meta Máximaestudios CREG. 15% de Pérdidas 12,80% 13% NT4 = 0,91% Pérdidas 10,40% NT3 = 2.71% 11% Técnicas NT2 = 2.96% 9% 8,00% 8% NT1 (Rec.) = 7.33% 7% Piso de Pérdidas Pérdidas Técnicas 5% 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
  28. 28. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía Beneficio Incremental vs. Costo Incremental Beneficios Acumulados Costo de Mantener el Indicador Mayores Ventas Los Esfuerzo de Millones $ (CU – R) Mantener elMillones $ Menores Compras Indicador Crece (G, T, STR) Exponencialmente Millones $ Beneficios Nivel de Pérdidas Eficiente (12%) 7% 9% 11% 13% 15% 17% 19% 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).
  29. 29. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía 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
  30. 30. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía 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 ENTRADA SIN PLAN [GWh] SALIDA SIN PLAN [GWh] ENTRADA CON PLAN [GWh] SALIDAS CON PLAN [GWh] DESCRIPCIÓN 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 CRECIMIENTO [%]ENTRADA SIN PLAN [GWh] 100,0 104,0 108,2 112,5 117,0 121,7 126,5 4,00%SALIDA SIN PLAN [GWh] 80,0 83,2 86,5 90,0 93,6 97,3 101,2 4,00%ENTRADA CON PLAN [GWh] 100,0 103,0 106,1 109,3 112,6 115,9 120,6 3,00%SALIDAS 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%
  31. 31. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía P1 real si Presenta si Ejecuta si si > Evaluación FIN P1 rec Plan Plan - Cumple no no no no no Suspensión Presenta CPROG=0 Estudio N1 Pj,1 = Pj,EF si si Evaluación - CumpleAprobación Pj,1 no Cancelación P1 ref
  32. 32. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía Resumen del Plan (Costo Total del Plan, CPOR, Costo Anual, Metas) Balance de energía (Fronteras, Usuarios conectados al STN) Formato de actividades a desarrollar Inventario de las redes antifraude.Inventario (equipos de medida, macromedidores, medida centralizada) Procedimiento de actualización amarre – Certificado Certificación del revisor fiscal - Cuentas creadas en la contabilidad.
  33. 33. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía Activos No Uso Equipos de medida, AOM D Activos de uso software, hardware, Circular CREG 019/10 UC CREG 097/08 herramienta (Datos reportados) CPT j * PPact _ u j * r CPT j * PPact _ nu j * r CPT j * PPaom j * r CAPj     AOMd j 1  (1  r ) 30 1  (1  r ) 5 1  (1  r ) 5Los porcentajes asociados con cada AOM Planaspecto (uso, no uso, AOM) son costos y gastos paraestimados con base en la información recuperación de energíaentregada por el OR.
  34. 34. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación EnergíaCÁLCULO COSTO DEL PLAN Comparación del costo total del plan, Aplicación modelo de costos eficientes de reducción de pérdidas (CPCE). Costo del OR CTPj = min(CPCEj,CPOR ) j Costo del modelo
  35. 35. Milton Fabián Morales G. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía Consultor Regulación EnergíaINFORMACIÓN DEL ORIPTj,0 = Pérdidas iniciales % pérdidasIPTSj,10 = Pérdidas finalesIPTSj,1..9 = Pérdidas durante la P0 ejecución del plan Senda de pérdidas: Elección P1 del ORCPOR = Costo del plan del OR P2 [$Dic 2010] P3 P4 P5 P10Costos desagregados por: P6 P7 P8 P9 Inversiones: (Activos de uso y No uso) Gastos CARACTERÍSTICAS DE LA SENDA S0 S2 S4 S6 S8 S10 Pérdidas totales de energía t Periodos de evaluación (S) de seis meses P final  pérdidas técnicas Reducción en un año < 40% reducción total – [ ∆año < 40% ∆total ]
  36. 36. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía 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
  37. 37. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía 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.
  38. 38. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía 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.
  39. 39. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía Evaluación cumplimiento Banda de toleranciaPérdidas Prec Senda de pérdidas s0 s2 s4 s6 s8 s10 t Primer pago al inicio de la ejecución del plan Pago por cumplimiento del plan Pago Fin del plan 1 2 3 4 5 Relación CPOR - CPCE Tolerancia 0,9*CPCE < CPOR 0,2 0,8*CPCE < CPOR ≤ 0,9*CPCE 0,4 0,6*CPCE < CPOR ≤ 0,8*CPCE 0,6 s0 s2 s4 s6 s8 s10 t CPOR < 0,6*CPCE 0,8
  40. 40. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación EnergíaPérdidas totales y de nivel Operador dede tensión 1 al inicio del RedplanPérdidas totales y de nivelde tensión 1 para la LACevaluación del planEnergía a distribuir encada mercado de ASICcomercialización
  41. 41. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación EnergíaCUvn, m,i, j  Gm, i, j  Tm  Dn, m  Cvm,i, j  PRn, m, i, j  Rm,i Resolución CREG 119 de 2007  CPROGi , j  $ PR   Pérdidas* G  Pérdidas* T    Vm ,i , j  kWh   Distintos valores en un mercado PR  Pérdidas * G  Pérdidas * T  CPROG j ,m  $ kWh Único por mercado
  42. 42. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación EnergíaLos índices de pérdidas a aplicar a los usuarios regulados son:Pérdidas STR y SDL - IPRn,m,j : Para N4, N3 y N2 son los valores aprobados en la resolución particular de cargos de distribución. Para N1 corresponde al valor aprobado en la resolución particular de cargos de distribución hasta que se aprueben las resoluciones de planes o de pérdidas de nivel de tensión 1.Pérdidas STN - IPRSTNm-1,j Corresponden a los valores calculados con base en la metodología de la Resolución CREG 039 de 1999 y las que la complementen
  43. 43. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía Prorrata de las Pérdidas No Técnicas PRTmer m  PRTEmer m Resolución PRAcom i , m   Vcom i , m CREG 121 de 2007 Vcom i, m PRTmer m  PRECmer mpérdidas PRAcom i , m   Vcom i , m Vcom i, m A B Totales D C Reconocidas Res. 119/07, 097/08 Técnicas Usuarios E F Se cumple con el Decreto 387-07 Tiempo porque las pérdidas No Técnicas se distribuyen a prorrata de la demanda
  44. 44. Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación EnergíaMilton Fabián Morales García Cali –Colombia Carrera 81 #13B-69 C-1 Cel. 300-739-2310miltonfmorales@yahoo.com

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