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• Sergio Diaz Pérez

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Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía

1. Introducción

2. Medición de las Pérdidas de Energía

3. Evolución Regulatoria

4. Planes de Pérdidas - Resolución CREG 172 de 2011

5. Pérdidas Reconocidas - Resolución CREG 173 de 2011

6. Prorrata de Pérdidas - Resolución CREG 174 de 2011

Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía

Transmisión Distribución Comercialización

Generación

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%)

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 que consiste en la intermediación comercial entre los agentes que prestan los servicios de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica y los usuarios finales de dichos servicios, bien sea que esa actividad se desarrolle o no en forma combinada con otras actividades del sector eléctrico, según lo dispuesto por la regulación y la ley.

Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía

Sistema Interconectado Nacional - SIN

G

STN 220 - 500 kV

L

Nivel IV 115/57,5 kV

STN

STR SIN

L

L

Nivel III 34,5 kV

Nivel II 13.2 kV

Nivel I  1 kV

SDL

Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía

Mercado de Energía Mayorista - MEM Operación del Sistema

Administración del Mercado

BOLSA $

CONTRATOS

Servicios

$

Planeación y Despacho de Recursos G & T - CND

CRS, kWh, Servicios

Mercado de Energía Mayorista MEM: XM (ASIC - LAC)

Contratos: kWh,

GENERACIÓN GEN - Gmt kWh

$

COMERCIALIZACIÓN

kWh - Reg. Facturados

$

MERCADO REGULADO

kWh

$

Cargos Uso Tm

TRANSMISIÓN NACIONAL STN - Tmt

kWh

kWh - No Reg. Facturados

Cargos Uso TRm

kWh

MERCADO NO REGULADO

kWh

TRANSMISIÓN REGIONAL STR - TRmt

Cargos Uso DLnm

DISTRIBUCIÓN LOCAL SDL - DLnmt kWh

Dnm

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 se pierde en un Mercado de Comercialización por motivos diferentes al transporte y transformación de la energía eléctrica. (ocasionadas por defraudación del fluido eléctrico: conexiones no autorizadas o ilegales, alteración de medidores, errores técnicos y/o administrativos del prestador). No son Reconocidas al Comercializador = Pérdidas Financieras.

Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía

Índice de Pérdidas Comerciales: Son las pérdidas de energía que resultan como diferencia del Balance de la Compra-Venta de energía del Comercializador. Se evidencian como pérdidas monetarias en los estados financieros de la compañía. Cálculo del Índice:

Compra  Venta %Pérdidas Comerciales  Compra Índice de Pérdidas de Distribución: Son las pérdidas de energía presentes en el sistema de distribución del operador de red, resultado del balance entre las entradas y las salidas de energía del sistema, contabilizadas en las medidas físicas instaladas en las fronteras del OR y los medidores de los usuarios finales. Cálculo del Índice:

%Pérdidas de Re d 

Entrada Salida Entrada

Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía

Mercado de Comercialización

Sistema de Distribución Local

CE1

PTE

CE2

Compra de Energía C1

PTE PTE

Entradas de Energía

Compra de Energía C2

CI Plan Reducción Pérdidas NT de Energía

PNTE CI : Comercializador Incumbente. CE : Comercializador Entrante. PNTE: Pérdidas No Técnicas de Energía SDL: Sistema de Distribución Local = Mercado de Comercialización.

Compra de Energía C3

CEn

PTE

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Entrada Salida Entrada 100  80 %Pérdidas de Re d   20% 100 %Pérdidas de Re d 

El Comercializador Incumbente atiende el 50% del mercado y asume el 90% de las pérdidas

Compras Entrante  40 * factor Re f (1,05)  42 Compras Incumbente Entrada  Compras Entrante  100  42  58 Compras  Ventas 58  40 %Pérdidas Comerciales    31% Compras 58

Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía

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.

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. 1994 Ley 142

Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía

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 %

2001 Res. CREG 159

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

Pagan Usuarios

Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía

Decreto MME 387 de 2007 (y 4977 de 2007) (Por medio del cual se establecen políticas generales en relación con la actividad de Comercialización de energía eléctrica)

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 Decreto MME 387 Decreto MME 4977

Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía

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

 G  IPR  IPRSTN  T  IPR CPROG   PR     V  1  IPR  IPRSTN  1  IPR 

2007 Res. CREG 119

Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía

SENDA PÉRDIDAS RECONOCIDAS EN LA TARIFA

Pérd. Total 20,00% 18,25% 16,50% 14,75% Pérd. Rec.

Pagan Comerc.

2007 Res. CREG 121

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

Pagan Usuarios

Milton MiltonFabián FabiánMorales MoralesG. G. Consultor ConsultorRegulación RegulaciónEnergía Energía

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%)

2008 Res. CREG 097

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 Generales de Simulación Nombre del caso Pérdidas Técnicas [%]

Parametros Estimador de Perdidas (Red Neuronal) Año t-1 Año t Energia Entrada [kWh] Energia Salida [kWh]

Costo de Distribución [$/kWh] Nivel de Perdidas [%]

Elesticidad de la Demanda [%] Costo de Generación [$/kWh] Costo de Transporte [$/kWh] Tasa de Descuento [%] Crecimiento Vegetativo [%] Minima Inversion [$/kWh] Maxima Inversion [$/kWh]

Inversion [$/kWh]

Operador de Red ELECTRICARIBE CEDENAR CENS CHEC CODENSA EDEQ EEPPM ELECTROHUILA EMSA ENERTOLIMA EPSA

2010 -2011 Circular CREG 052 y 024

2002-2008 2002-2008 2002-2008 2003-2008 1999-2008 2003-2008 1998-2006 2003-2008 2004-2008 2004-2008 1998-2008

Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía

Resolución CREG 172 de 2011 – Metodología para Establecer los Planes de Reducción de Pérdidas 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)

Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía

1. Cronograma y Definiciones

2. Generalidades

3. Elementos del Plan de Pérdidas

Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía

Presentación Estudios nivel 1 27 Diciembre 2011

22 Marzo 2012

Resolución CREG 172 de 2011

Resolución CREG 031 de 2011

27 Abril 2012

Presentación de planes e inicio actuaciones administrativas

Agosto 2012

Octubre 2012

Resoluciones particulares

Inicio de Planes

Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía

TÉCNICAS

REDUCCIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA

PROCESOS DE SOPORTE AL PLAN

NO TÉCNICAS

Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía

CTP: 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 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.

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

Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía

NT4

NT3

NT2

NT1

NT4

NT3

NT2

NT1

Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía

NT4 0.91%

Energía en tránsito – Otros OR

Entrada: Generación STN Otros OR NT Superior

Salida: Ventas sin rec. STN Otros OR Servicios Aux.

NT3 2%

NT2 3%

NT1 5%

Entrada  Salida 100  80   22,22% Entrada  Transito 100  10

Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía

Las Pérdidas Técnicas se obtienen a partir de los estudios técnicos del OR y de los estudios CREG.

21%

NT4 = 0,91% NT3 = 2.71% NT2 = 2.96% NT1 (Rec.) = 7.33%

13%

20,00%

19%

17,60%

17%

Meta Máxima de Pérdidas

15,20%

15% 12,80%

Pérdidas Técnicas

11%

10,40%

9%

7%

8,00%

8%

2016

2017

Piso de Pérdidas Pérdidas Técnicas

5% 2011

2012

2013

2014

2015

Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía

Beneficio Incremental vs. Costo Incremental Beneficios Acumulados Costo de Mantener el Indicador Millones $

Los Esfuerzo de Mantener el Indicador Crece Exponencialmente

21%

19%

Costos

21,00%

17% 19,00%

15%

13% 17,00%

11%

9% 15,00%

7%

21% 13,00%

19%

11,00%

17%

15%

Nivel de Pérdidas Eficiente (12%)

9,00%

7,00%

13%

Beneficios

11%

9%

7%

Millones $

Millones $

Mayores Ventas (CU – R) Menores Compras (G, T, STR)

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).

Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía

Senda de Pérdidas Gestionable 21%

20,00% 18,40%

19%

16,80%

17%

15,20%

15%

13,60% 12,00%

13% Pérdidas Técnicas 8%

11%

12,00%

Pérdidas No Técnicas Reconocidas

9%

7% 5% 2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía

130,0

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

120,0 110,0 100,0 90,0

A medida que la demanda Crece se requiere mayor recuperación en GWH para lograr el resultado

80,0 70,0 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 ENTRADA SIN PLAN [GWh] SALIDA SIN PLAN [GWh] ENTRADA CON PLAN [GWh] SALIDAS CON PLAN [GWh] Pérdidas Sin Plan [GWh] % Pérdidas Sin Plan Pérdidas Con Plan [GWh] % Pérdidas Con Plan

2011 100,0 80,0 100,0 80,0 20,0 20,0% 20,0 20,0%

2012 104,0 83,2 103,0 84,0 20,8 20,0% 19,0 18,4%

2013 108,2 86,5 106,1 88,2 21,6 20,0% 17,9 16,8%

2014 112,5 90,0 109,3 92,6 22,5 20,0% 16,7 15,2%

2015 117,0 93,6 112,6 97,2 23,4 20,0% 15,4 13,6%

2016 121,7 97,3 115,9 102,0 24,3 20,0% 13,9 12,0%

2017 126,5 101,2 120,6 106,1

CRECIMIENTO [%] 4,00% 4,00% 3,00% 4,98%

Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía

P1 real >

si

P1 rec

no

no Presenta Estudio N1

Presenta Plan

no

si

Ejecuta Plan

no

si

Evaluación - Cumple

Aprobación Pj,1 P1 ref

FIN

no

Suspensión CPROG=0 Pj,1 = Pj,EF Evaluación - Cumple

si

si

no

Cancelación

si

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.

Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía

Activos No Uso Equipos de medida, software, hardware, herramienta

Activos de uso UC CREG 097/08

CAPj 

CPT j * PPact _ u j * r 1  (1  r ) 30



CPT j * PPact _ nu j * r

Los porcentajes asociados con cada aspecto (uso, no uso, AOM) son estimados con base en la información entregada por el OR.

1  (1  r ) 5



AOM D Circular CREG 019/10 (Datos reportados)

CPT j * PPaom j * r 1  (1  r ) 5

 AOMd j

AOM Plan costos y gastos para recuperación de energía

Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía

CÁLCULO 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

Milton MiltonFabián FabiánMorales MoralesG. G. Consultor ConsultorRegulación RegulaciónEnergía Energía

INFORMACIÓN DEL OR IPTj,0 IPTSj,10 IPTSj,1..9

= Pérdidas iniciales = Pérdidas finales = Pérdidas durante la ejecución del plan

% pérdidas

P0

Senda de pérdidas: Elección del OR

P1

CPOR = Costo del plan del OR [$Dic 2010]

P2 P3 P4

Costos desagregados por:  Inversiones: (Activos de uso y No uso)

P5

P6

P10 P7

P8

P9

 Gastos CARACTERÍSTICAS DE LA SENDA

S0

S2

S4

S6

Pérdidas totales de energía Periodos de evaluación (S) de seis meses P final  pérdidas técnicas Reducción en un año < 40% reducción total – [ ∆año < 40% ∆total ]

S8

S10

t

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

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 que los recursos sean depositados en esta. Al finalizar el periodo posterior al de la suspensión podrá utilizar los recursos si cumple la meta.

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.

Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía

Pérdidas

Evaluación cumplimiento Banda de tolerancia Prec

Senda de pérdidas

s0

s2

s4

s6

s8

s10

t

Primer pago al inicio de la ejecución del plan

Pago

Pago por cumplimiento del plan Fin del plan 1

s0

3

2

s2

s4

4

s6

5

s8

s10

t

Relación CPOR - CPCE 0,9*CPCE < CPOR 0,8*CPCE < CPOR ≤ 0,9*CPCE 0,6*CPCE < CPOR ≤ 0,8*CPCE CPOR < 0,6*CPCE

Tolerancia 0,2 0,4 0,6 0,8

Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía

Pérdidas totales y de nivel de tensión 1 al inicio del plan

Pérdidas totales y de nivel de tensión 1 para la evaluación del plan

Energía a distribuir en cada mercado de comercialización

Operador de Red

LAC

ASIC

Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía

CUvn, 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

Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía

Los 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

Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía

Prorrata de las Pérdidas No Técnicas PRAcom i , m 

PRTmer m  PRTEmer m

Vcom

Resolución CREG 121 de 2007

 Vcom i , m

i, m

PRAcom i , m 

pérdidas

A

B

D

C

PRTmer m  PRECmer m

Vcom

 Vcom i , m

i, m

Totales

Reconocidas Res. 119/07, 097/08 Técnicas

Usuarios E

F

Tiempo

Se cumple con el Decreto 387-07 porque las pérdidas No Técnicas se distribuyen a prorrata de la demanda

Milton Fabián Morales G. Consultor Regulación Energía

Milton Fabián Morales García Cali –Colombia Carrera 81 #13B-69 C-1 Cel. 300-739-2310 [email protected]