ASPECTOS REGULATORIOS PÉRDIDAS DE ENERGIA EN

DISTRIBUCION

Bogotá, noviembre 15 de 2002

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Contenido Introducción Estado Actual Costo de las Pérdidas Objetivos Regulatorios Estudio – CERI Señales Regulatorias: Tarifas Propuesta Final

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INTRODUCCION

En el nuevo período regulatorio, se modificarán las señales definidas en la Resolución CREG - 099 de 1997: nivel de pérdidas reconocido en los cargos por uso de la red de distribución.

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INTRODUCCION

Pérdidas reconocidas:

Distribución (acumuladas en cada nivel)Nivel I: 2002: 11.0% (15% -1998)

Nivel lI: Todo el período: 5.0%

Nivel III: Todo el período: 3.0%

Nivel IV: Todo el período: 1.5%

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INTRODUCCION

Pérdidas reconocidas:

Distribución:

• No se especifica entre pérdidas técnicas y no técnicas. • No discriminación entre eficientes o no eficientes.

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Estado Actual

Nivel de pérdidas promedio Sistema de 22% (Dem. Comercial)Nivel de pérdidas promedio Sistema de 22% (Dem. Comercial) Evolución del Indice de pérdidas promedio Nacional ReportadoEvolución del Indice de pérdidas promedio Nacional Reportado En promedio ponderado: comportamiento variableEn promedio ponderado: comportamiento variable Información no ConsistenteInformación no Consistente

INDICE DE PERDIDAS

0.0%

5.0%

10.0% 15.0%

20.0%

25.0%

1996 1997 1998 1999 2000 2001

NACIONAL

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Estado Actual (Continuación) Clara mejora en gestión privada Gestión acorde con las señales:

  

Cambios en ReducciónEMPRESA Pérdidas Promedio Anual

1996 a 2001CODENSA 22.06% a 10.41% 2.33%EPSA 21% a 12.7% 1.66%EPM 15.1% a 12.2% 0.60%COSTA* 32.7% a 26% 3.35%CARIBE* 34.4% a 27.5% 3.45%

* El periodo corresponde de 2000 al 2002

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Estado Actual (Continuación) Razones del no mejoramiento en los niveles de pérdidas:

Carencia de una gestión integrada tendiente a reducir el nivel de pérdidas. Deterioro de la situación económica: incremento de subnormales, robos de

energía y zonas de orden público. Disminución de recursos disponibles, en especial en las empresas estatales,

para invertir en planes que permitan disminuir las pérdidas. Diferencias de mercado: empresas como Codensa, EPM, Tulúa y Popayán

atienden zonas mayoritariamente urbanas, lo que les permite un mayor control de las pérdidas.

Falta de apoyo de algunas entidades gubernamentales en la gestión de pérdidas que debe realizar la empresa.

Diferencias culturales que en algunas zonas que limitan los resultados en la reducción de las pérdidas (no pago, no cobro coactivo efectivo).

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Estado Actual (Continuación)

Pérdidas NT: Compartidas D y C Las composición de las pérdidas no-técnicas

pueden clasificarse:Pérdidas No Técnicas

25%

33%

25%

11%6%

Conexiones Ilegales Fraude Fallas administrativasZonas Rojas Fallas en contadores

Fuente: Informe del Consultor

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Costo de Pérdidas

• Los costos asumidos (2001) para todos los agentes de la cadena son:

Costo UsuarioPérdidas Asumidas 11.40%

PérdidasGwh 4,888Costo (millones pesos) 406,337

Costo EmpresaPérdidas Asumidas 10.60%

P reales - P rec (Gwh) 4,545Costo (millones pesos) 377,795

Pérdidas Totales del sistema 22%COSTO TOTAL (millones de pesos) 784,132

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Efectos de las Pérdidas ineficientes

Para el Distribuidor, implica un menor ingreso para remunerar el nivel de inversión, es decir, menor rentabilidad.

Para el OR, impacto en costo de oportunidad por no facturar el cargo de distribución por la energía perdida.

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Objetivos Regulatorios1. Reconocer que en la estructura de costos existe un nivel de

pérdidas óptimo, teniendo en cuenta las características de la red existente.

2. Reconocer la existencia de diferencias de pérdidas por efectos topológicos y de carga entre redes urbanas y rurales.

3. Reconocer que en la estructura de costos existe un nivel de pérdidas No Técnicas económicamente no gestionables.

4. No trasladar al usuario los costos asociados con las ineficiencias de las empresas.

5. Establecer una senda temporal sobre el nivel de pérdidas, que permita dar señales de suficiencia y eficiencia a las empresas. Con base en esta senda, éstas pueden definir la estrategia para maximizar su rentabilidad.

6. Asignar responsabilidades tanto al Distribuidor como al comercializador sobre la gestión y el control de las pérdidas.

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Propuesta Estudio CERI

• La CREG contrató un estudio: Establecer el nivel de pérdidas óptimo a reconocer de acuerdo con el Sistema Eléctrico Colombiano

• El estudio propuso:• Modificar el período de revisión, pasar de 5 a 3 años.• Implementar nuevos estandares en el sistema de distribución,

redefiniendo el sistema a un nivel de 25 kV en el LP.• Senda para disminuir las pérdidas actuales al nivel de pérdidas

óptimas.• Asignar responsabilidad de las pérdidas no-técnicas entre distribuidor

y comercializador.• Obligatoriedad de mejorar los estándares de medida.• Diferenciar las pérdidas técnicas y no-técnicas.• Diferenciar pérdidas en el sector rural y urbano.• Unir niveles 3 y 4

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Señales regulatorias: Tarifas

• Calcular pérdidas técnicas óptimas de conformidad con la actual estructura eléctrica, es decir 13.8 kV.

• Definir claramente las responsabilidades de los agentes (D y C) sobre las pérdidas técnicas y no técnicas.

• Estructura del mercado: Separación del sector rural y urbano.• Establecer la medida entre la distribución y la comercialización• Establecer claramente la diferenciación entre pérdidas técnicas

y no-técnicas, senda de eficiencia.• Remuneración y Viabilidad de acuerdo a Gestión• Continuidad a las señales regulatorias.• Auditorías Información

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Metodología

TECNICAS• Niveles de pérdidas técnicas eficientes a partir de las características

típicas, por nivel de tensión para zonas urbanas y rurales.• Niveles de Tensión 3 y 4 se adopta el nivel promedio y no hay separación

urbano y rural ( Nivel 4: 0,73% y Nivel 3: 2,08%).• Niveles de Tensión 1 y 2 las pérdidas se separan entre urbanas y rurales.

El criterio es la distribución de población en zonas urbanas y rurales atendida por las empresas.

• Senda de reducción de pérdidas técnicas en 5 años para todos los niveles.

• Fuente: Calculos del Consultor

Nivel Rural Urbano Promedio4 0.80% 0.70% 0.73%3 2.39% 1.92% 2.08%2 7.44% 3.45% 4.82%1 12.80% 6.38% 8.58%

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Metodología (continuación)• Pérdidas No Técnicas:

• Senda: Existencia de condiciones socioculturales y económicas del país que hacen compleja la reducción inmediata de las pérdidas no técnicas totales.

• Solo se reconocerán en el nivel de tensión 1.• Serán compartidas con el usuario.• Al distribuidor se le reconocerá el 50% de las pérdidas

atribuidas a conexiones ilegales y el 25% del fraude.• Se considera un proceso de disminución gradual en 20

años en pérdidas No Técnicas.

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Metodología (cont) Pérdidas Técnicas a reconocer

• Punto de partida: • Niveles de tensión 3 y 4, las reconocidas regulatoriamente.• Niveles de tensión 1 y 2:

• A partir de las pérdidas reconocidas regulatoriamente, se determinaron las equivalentes para los sectores urbano y rural estimando un ponderador a partir de la relación existente entre las pérdidas eficientes rurales y urbanas.

Pérdidas Técnicas Actuales Equivalente Eficiente

Nivel 4 1.50% 0,73%Nivel 3 1.50% 1,35%Nivel 2

Urbano 2% 1.31% 1.53%Rural 4.33% 5.05%

Nivel 1 Urbano 6% 4.97% 2.93%

Rural 9.09% 5.36%

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Metodología (cont) Pérdidas Técnicas a reconocer

PÉRDIDAS TÉCNICAS

Periodo Nivel de

Tensión 4

Nivel de Tensión 3 sin

Acumular

Nivel de Tensión 3

Acumuladas Año 0 1.35% 1.47% 2.82% Año 1 1.19% 1.44% 2.63% Año 2 1.04% 1.41% 2.45% Año 3 0.88% 1.38% 2.26% Año 4 0.73% 1.35% 2.08%

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Metodología (cont) Pérdidas Técnicas a reconocer

Urbano NIVEL DE TENSIÓN 2

Periodo Técnicas sin Acumular

Técnicas Acumuladas

Año 0 1.53% 4.35% Año 1 1.53% 4.16% Año 2 1.53% 3.98% Año 3 1.53% 3.79% Año 4 1.53% 3.61%

NIVEL DE TENSIÓN 1

Periodo Técnicas sin Acumular

Técnicas Acumuladas

Año 0 4.56% 8.91% Año 1 4.15% 8.32% Año 2 3.75% 7.72% Año 3 3.34% 7.13% Año 4 2.93% 6.54%

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Metodología (cont) Pérdidas Técnicas a reconocer

Rural NIVEL DE TENSIÓN 2

Período Técnicas sin Acumular

Técnicas Acumuladas

Año 0 5.05% 7.87% Año 1 5.05% 7.68% Año 2 5.05% 7.50% Año 3 5.05% 7.31% Año 4 5.05% 7.13%

NIVELES DE TENSIÓN 1

Periodo Técnicas sin Acumular

Técnicas Acumuladas

Año 0 8.35% 16.21% Año 1 7.60% 15.28% Año 2 6.85% 14.35% Año 3 6.11% 13.42% Año 4 5.36% 12.49%

SENDA DE PÉRDIDAS TÉCNICAS ACUMULADAS SECTOR

RURAL NIVELES DE TENSIÓN 1 Y 2

0.00%

5.00%

10.00%

15.00%

20.00%

1 2 3 4 5

Nivel de Tensión 2

Nivel de Tensión 1

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Metodología (cont) Pérdidas No Técnicas a reconocer

No Técnicas Valores Distribuidor Conexiones Ilegales 0.25 2.28% 1.138% Fraude 0.33 3.00% 0.75% Total 1.000 9.10% 1.89%

Período Distribuidor

Año 0 1.79% Año 1 1.70% Año 2 1.61% Año 3 1.51% Año 4 1.42%

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Metodología (cont) Calculos del Porcentaje de Perdidas Totales al Distribuidor

PTDi1t = (% PDuj)*(%PRUD1t) + ( %PRuj)*(%PRRD1t) + %PRNTD1t

%PTDi1t : Pérdidas Totales del Distribuidor i acumuladas en el nivel de tensión 1, en el año t

%PRUD1t : Pérdidas Técnicas Reconocidas para el sector urbano en Distribución acumuladas en el Nivel de Tensión 1, en el año t

%PRRD1t : Pérdidas Técnicas Reconocidas para el sector rural en Distribución acumuladas en el Nivel de Tensión 1, en el año t

%PRNTD1t: Pérdidas No Técnicas Reconocidas para en Distribución en el nivel de tensión 1, en el año t

%PDui: Porcentaje de distribución poblacional urbana según clasificación DANE.

%PRi: Porcentaje de distribución poblacional rural según clasificación DANE.

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