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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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

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%)


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.


(Definiciones Básicas: Resolución CREG-172-2011)


GSTN 220 - 500 kV

Nivel IV

115/57,5 kV

Nivel III

34,5 kV

Nivel II 13.2 kV

Nivel I 1 kV

STN

STR

SDL

L

L

L

SIN

Sistema Interconectado Nacional - SIN


Mercado de Energía Mayorista - MEM

Administración del Mercado Operación del Sistema

Mercado de Energía Mayorista -

MEM: XM (ASIC - LAC)

COMERCIALIZACIÓN

MERCADO

REGULADO

MERCADO

NO REGULADO

CONTRATOS

GENERACIÓN

GEN - Gmt

BOLSA

TRANSMISIÓN NACIONAL

STN - Tmt

TRANSMISIÓN REGIONAL

STR - TRmt

DISTRIBUCIÓN LOCAL

SDL - DLnmt

kWh

kWh

kWh

kWh

kWh kWh

Planeación y Despacho de

Recursos G & T - CND

$ $

$

$

Dnm

Servicios

CRS, kWh, Servicios

Contratos: kWh,

$

kWh - Reg.

Facturados

kWh - No Reg.

Facturados

Cargos Uso

Tm

Cargos Uso

TRm

Cargos Uso

DLnm

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.


(Definiciones Básicas: Resolución CREG-172-2011)


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: 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:

Compra

VentaComprasComerciale%Pérdidas

Entrada

SalidaEntradadde %Pérdidas

Re


CI : Comercializador Incumbente.

CE : Comercializador Entrante.

PNTE: Pérdidas No Técnicas de Energía

SDL: Sistema de Distribución Local

= Mercado de Comercialización.

CI

CE1

CE2

CEn

PNTE

Entradas de

Energía

Compra de Energía

C1

Compra de Energía

C2

Compra de Energía

C3

Plan Reducción

Pérdidas NT de Energía

PTE

PTE

PTE

PTE

Mercado de

Comercialización

Sistema de Distribución

Local

%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

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 142

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.

LEY 143

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 .0 0 %

1 8 .2 5 %

1 6 .5 0 %

1 4 .7 5 %

1 3 .0 0 %

SENDA PÉRDIDAS RECONOCIDAS EN LA

TARIFA

Pagan Usuarios


2007

Decreto MME 387 Decreto MME 4977

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

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%)



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 172

(Definitiva)

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.


1. Cronograma y Definiciones

2. Generalidades

3. Elementos del Plan de Pérdidas


Resolución CREG 172 de

2011

Presentación de planes e inicio

actuaciones administrativas

27 Diciembre 2011

Agosto 2012

Octubre 2012

Resoluciones particulares

27 Abril 2012

Inicio de Planes

Presentación Estudios nivel 1


22 Marzo 2012

Resolución CREG 031 de

2011

TÉCNICAS NO TÉCNICAS REDUCCIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA

PROCESOS DE SOPORTE AL PLAN


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.


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


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 a partir de los estudios técnicos del OR y 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

Meta 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%


A medida que la demanda Crece se requiere mayor recuperación en

GWH para lograr el resultado

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%

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

ENTRADA SIN PLAN [GWh] SALIDA SIN PLAN [GWh]

ENTRADA CON PLAN [GWh] SALIDAS CON PLAN [GWh]


P1 real >

P1 rec

Presenta Plan

Aprobación Pj,1

P1 ref

si si si

no

Evaluación - Cumple

Ejecuta Plan

FIN si

CPROG=0 Pj,1 = Pj,EF

no no no

Suspensión

Cancelación

Evaluación - Cumple

si

no

Presenta Estudio

N1

no

si


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.


Activos No Uso Equipos de medida, software, hardware,

herramienta

AOM Plan costos y gastos para

recuperación de energía

AOM D Circular CREG 019/10

(Datos reportados) Activos de uso

UC CREG 097/08

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

j

jjjjjj

j AOMdr

rPPaomCPT

r

rnuPPactCPT

r

ruPPactCPTCAP

5530 )1(1

**

)1(1

*_*

)1(1

*_*


CÁLCULO COSTO DEL PLAN Comparación del costo total del plan, Aplicación modelo de costos eficientes de

reducción de pérdidas (CPCE).

CTPj = min(CPCEj,CPORj)

Costo del modelo

Costo del OR


INFORMACIÓN DEL OR IPTj,0 = Pérdidas iniciales IPTSj,10 = Pérdidas finales IPTSj,1..9 = Pérdidas durante la ejecución del plan CPOR = Costo del plan del OR [$Dic 2010] Costos desagregados por:

Inversiones: (Activos de uso

y No uso)

Gastos

% pérdidas

t S0 S2 S4

P0 Senda de pérdidas: Elección

del OR

P10

P1

P2

P3

P4

P5

P6 P7 P8 P9

S6 S8 S10 CARACTERÍSTICAS DE LA SENDA

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 ]



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.


Prec

t s0 s2 s4 s6 s8 s10

Pérd

idas

t

Senda de pérdidas

Banda de tolerancia

Evaluación cumplimiento

Primer pago al inicio de la ejecución del plan

1

Pago por cumplimiento del plan

2 3 4 5

Fin del plan

Pago

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

CPOR < 0,6*CPCE 0,8 s0 s2 s4 s6 s8 s10


Operador de Red

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

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

ASIC

Energía a distribuir en cada mercado de comercialización


Resolución CREG 119 de 2007

imjimnjimmnmjimjimnRPRCvDTGCUv

,,,,,,,,,,,,

jim

ji

V

CPROGTPérdidasGPérdidasPR

,,

,**

mjCPROGTPérdidasGPérdidasPR ,**

kWh

$ kWh

$

Único por mercado

Distintos valores en un mercado


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


Resolución CREG 121 de 2007

mi

mi

mmmi Vcom

Vcom

PRTEmerPRTmerPRAcom ,

,

,

Usuarios

A B

C D

E F

Tiempo

pérdidas

Técnicas

Reconocidas Res. 119/07, 097/08

Totales

Se cumple con el Decreto 387-07 porque las pérdidas No Técnicas se

distribuyen a prorrata de la demanda

mi

mi

mmmi Vcom

Vcom

PRECmerPRTmerPRAcom ,

,

,


Prorrata de las Pérdidas No Técnicas

Milton Fabián Morales García Cali –Colombia

Carrera 81 #13B-69 C-1 Cel. 300-739-2310

[email protected]


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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