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1. Introduccin

2. Medicin de las Prdidas de Energa

3. Evolucin Regulatoria

4. Planes de Prdidas - Resolucin CREG 172 de 2011

5. Prdidas Reconocidas - Resolucin CREG 173 de 2011

6. Prorrata de Prdidas - Resolucin CREG 174 de 2011

Milton Fabin Morales G.Consultor Regulacin Energa


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Generacin

Transmisin

Distribucin

Comercializacin

Asume Prdidas en

el proceso de

Generacin y en los

activos de conexin

al sistema

Se Mide toda Energa

que Entra y Sale del

STN. Se distribuyen las

prdidas reales . Prom

2010 (1,7%), 2011 (1,9%)



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Sistema de Distribucin Local, SDL: Sistema de transportede energa elctrica compuesto por el conjunto de lneas ysubestaciones, con sus equipos asociados, que operan a losNiveles de Tensin 3, 2 y 1 dedicados a la prestacin delservicio en un Mercado de Comercializacin.

Actividad de Comercializacin Minorista: Actividad que

consiste en la intermediacin comercial entre los agentesque prestan los servicios de generacin, transmisin ydistribucin de energa elctrica y los usuarios finales dedichos servicios, bien sea que esa actividad se desarrolle ono en forma combinada con otras actividades del sectorelctrico, segn lo dispuesto por la regulacin y la ley.


(Definiciones Bsicas: Resolucin CREG-172-2011)


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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


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Mercado de Energa Mayorista - MEM

Administracin del Mercado Operacin del Sistema

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

COMERCIALIZACIN

MERCADOREGULADO

MERCADONO REGULADO

CONTRATOS

GENERACIN

GEN - Gmt

BOLSA

TRANSMISIN NACIONALSTN - Tmt

TRANSMISIN REGIONALSTR - TRmt

DISTRIBUCIN LOCALSDL - DLnmt

kWh

kWh

kWh

kWh

kWhkWh

Planeacin y Despacho deRecursos G & T - CND

$ $

$

$

Dnm

Servicios

CRS, kWh, Servicios

Contratos: kWh,

$

kWh - Reg.Facturados

kWh - No Reg.Facturados

Cargos UsoTm

Cargos UsoTRm

Cargos UsoDLnm


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Prdidas Tcnicas de Energa: Energa que se pierdeen los Sistemas de Transmisin Regional y/oDistribucin Local a causa del transporte y latransformacin de la energa elctrica.

(Pueden minimizarse con inversin en Infraestructura,tecnologa y gestin de cargabilidad). Son Reconocidas al

Comercializador va tarifa.

Prdidas No Tcnicas de Energa: Energa que sepierde en un Mercado de Comercializacin pormotivos diferentes al transporte y transformacin de laenerga elctrica. (ocasionadas por defraudacin del fluidoelctrico: conexiones no autorizadas o ilegales, alteracin de

medidores, errores tcnicos y/o administrativos del

prestador). No son Reconocidas al Comercializador =

Prdidas Financieras.


(Definiciones Bsicas: Resolucin CREG-172-2011)


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ndice de Prdidas Comerciales:Son las prdidas de energa que resultan como diferencia del Balance de laCompra-Venta de energa del Comercializador. Se evidencian como prdidasmonetarias en los estados financieros de la compaa. Clculo del ndice:

ndice de Prdidas de Distribucin:Son las prdidas de energa presentes en el sistema de distribucin del operadorde red, resultado del balance entre las entradas y las salidas de energa del

sistema, contabilizadas en las medidas fsicas instaladas en las fronteras del OR ylos medidores de los usuarios finales. Clculo del ndice:

Compra

VentaComprasComerciale%Prdidas

Entrada

SalidaEntradadde%Prdidas

Re


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CI : Comercializador Incumbente.CE : Comercializador Entrante.PNTE: Prdidas No Tcnicas de Energa

SDL: Sistema de Distribucin Local

= Mercado de Comercializacin.

CI

CE1

CE2

CEn

PNTE

Entradas deEnerga

Compra de EnergaC1

Compra de EnergaC2

Compra de EnergaC3

Plan ReduccinPrdidas NT de Energa

PTE

PTE

PTE

PTE

Mercado deComercializacin

Sistema de DistribucinLocal


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%20100

80100Re

Re

dde%Prdidas

EntradaSalidaEntradadde%Prdidas

%3158

4058

5842100

42)05,1(Re*40

Compras

VentasComprassComerciale%Prdidas

EntranteComprasEntradaIncumbenteCompras

ffactorEntranteCompras

El ComercializadorIncumbente atiendeel 50% del mercadoy asume el 90% de

las prdidas



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1994Ley 142

ARTICULO 87. Criterios para definir el rgimen tarifario.El rgimen tarifario estar orientadopor los criterios de eficiencia econmica, neutralidad, solidaridad, redistribucin, suficienciafinanciera, simplicidad y transparencia.


LEY 142

Artculo 45.- Los costos de distribucin que servirn de base para la definicin de tarifas a los

usuarios regulados del servicio de electricidad, por parte de la Comisin de Regulacin deEnerga y Gas, tendrn en cuenta:empresas eficientes de referencia segn reas de distribucin comparables, teniendo encuenta las caractersticas propias de la regin, tomarn en cuenta los costos de inversin delas redes de distribucin, incluido el costo de oportunidad de capital,y los costos de administracin, operacin y mantenimiento por unidad de potencia mximasuministrada.

Adems, tendrn en cuenta niveles de prdidas de energa y potencia caractersticos deempresas eficientes comparables.

LEY 143


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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 PRDIDAS RECONOCIDAS EN LATARIFA

Pagan Usuarios



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2007

Decreto MME 387

Decreto MME 4977

Decreto MME 387 de 2007 (y 4977 de 2007)

(Por medio del cual se establecen polticas generales en relacin con la actividad deComercializacin de energa elctrica)


Artculo 3 b) Las prdidas totales de energa de un Mercado de Comercializacin, que seapliquen para efectos del clculo de la demanda comercial de los ComercializadoresMinoristas que acten en dicho Mercado, se distribuirn as:las prdidas tcnicas por laenerga transportada por cada nivel de tensin y las prdidas no tcnicas de todo elmercado de comercializacin a prorrata de la energa vendida a los usuarios finales. La

CREG definir la metodologa de clculo para determinar y asignar estas prdidas.e) La CREG le reconocer al OR el costo eficiente del plan de reduccin de Prdidas NoTcnicas, el cual ser trasladado a todos los usuarios regulados y No reguladosconectados al respectivo mercado.


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2007

Res. CREG 119

Resolucin CREG 119 de 2007

Frmula Tarifaria incorpora el componente PR en el cual se incluye el CPROG

Costo de compra y transporte de prdidas ycosto programa de reduccin de prdidas

V

CPROG

IPR

IPRT

IPRSTNIPR

IPRSTNIPRGPR

11



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2008

Res. CREG 097

Resolucin CREG 097 2008

Prdidas diferenciales Empresa y por NT de acuerdo con estudio tcnico. Las prdidas del NT1 secalculan de tal forma que el total de prdidas sea 12,75% sin incluir el STN.

Prdidas Nivel de Tensin 4 = 0,91% (STR Centro Sur) - 0,99% (STR Norte)Prdidas Nivel de Tensin 3 = Por Empresa.Prdidas Nivel de Tensin 2 = Por Empresa.Prdidas Nivel de Tensin 1 = Por Empresa (El acumulado desde NT1 hasta NT4 = 12,75%)

Milton Fabin Morales G.Consultor Regulacin EnergaMilton Fabin Morales G.Consultor Regulacin Energa


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2010 -2011

Circular CREG 052 y

024

Circular CREG 052 de 2010 y 024 2011 Estudio de Prdidas UTP

Modelo basado en Redes Neuronales para maximizar beneficios del Plan de Reduccin dePrdidas No Tcnicas. Estimacin del Costo Eficiente del Plan.

Operador de RedELECTRICARIBE 2002-2008CEDENAR 2002-2008CENS 2002-2008

CHEC 2003-2008CODENSA 1999-2008EDEQ 2003-2008EEPPM 1998-2006ELECTROHUILA 2003-2008EMSA 2004-2008ENERTOLIMA 2004-2008EPSA 1998-2008

Parametros Generales de Simulacin

Nombre del caso

Prdidas Tcnicas [%]

Costo de Distribucin [$/kWh]

Elesticidad de la Demanda [%]

Costo de Generacin [$/kWh]

Costo de Transporte [$/kWh]

Tasa de Descuento [%]

Crecimiento Vegetativo [%]

Minima Inversion [$/kWh]

Maxima Inversion [$/kWh]

Ao t-1 Ao t

Energia Entrada [kWh]

Energia Salida [kWh]

Nivel de Perdidas [%]

Inversion [$/kWh]

Parametros Estimador de

Perdidas



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2010

CREG 172

(Definitiva)

Resolucin CREG 172 de 2011 Metodologa para Establecer los Planes de Reduccin de

Prdidas No Tcnicas en los SDL. (Propuesta previa: Resolucin CREG-184-2010)

Objeto y mbito de aplicacin Criterios Generales Requisitos presentacin Plan Plazo Presentacin Estudio Nivel 1 y Planes Evaluacin del plan Inicio y seguimiento del plan

Causales suspensin y cancelacin del reconocimiento Gua de Presentacin de los Planes. Clculo de los indicadores Totales y de Nivel 1 Inversiones Reconocidas y No ReconocidasCosto Eficiente. Incumplimientos. Modificacin de la Frmula Tarifaria (CPROG en $/kWh). Modificacin Asignacin de Prdidas entre Comercializadores.



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1. Cronograma y Definiciones

2. Generalidades

3. Elementos del Plan de Prdidas



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ResolucinCREG 172 de

2011

Presentacin deplanes e inicio

actuacionesadministrativas

27 Diciembre2011

Agosto2012

Octubre2012

Resoluciones

particulares

27 Abril2012

Inicio dePlanes

PresentacinEstudios nivel 1


22 Marzo2012

ResolucinCREG 031 de

2011


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TCNICAS NO TCNICASREDUCCIN DELAS PRDIDASDE ENERGA

PROCESOS DE SOPORTE AL PLAN



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CTP:Costo Total del Plan para el OR a 5 aos ($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 Reduccin de Prdidas no Tcnicas aprobado al OR.

CPROG: Cargo en $/kWh por concepto del Plan de Reduccin de Prdidas no Tcnicas,que se traslada a los usuarios regulados y no regulados del mercado de comercializacin.

Prdidas Eficientes de Energa: Corresponden a las prdidas tcnicas de energa en losniveles de tensin 2, 3 y 4 aprobadas en las resoluciones particulares que aprueban cargospor uso con base en la Resolucin CREG 097 de 2008. En el nivel de tensin 1 es la sumade las prdidas tcnicas de energa ms las prdidas no tcnicas reconocidas.



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Reconocimiento de los Costos Eficientes del Plan (Inversin 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 Prdidas Tcnicas.

No se reconocen inversiones ya ejecutadas en Prdidas.

Duracin de 5 aos y remuneracin slo para OR con prdidas mayores a lasreconocidas actualmente.

Remuneracin sujeta al cumplimiento de las metas aprobadas.

Rezago de 3 meses en clculo de los indicadores



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NT4

NT2

NT3

NT1

NT4

NT1

NT2

NT3



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NT40.91%

NT15%

NT23%

NT32%

Energa entrnsitoOtros OR

%22,2210100

80100

TransitoEntrada

SalidaEntrada

Entrada: Salida:

Generacin Ventas sin rec.STN STNOtros OR Otros ORNT Superior Servicios Aux.



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Las Prdidas Tcnicasse obtienen a partir de

los estudios tcnicosdel OR y de losestudios 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 Mximade Prdidas

PrdidasTcnicas

Piso de PrdidasPrdidas Tcnicas



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7%

9%

11%

13%

15%

17%

19%

21%

Beneficios Acumulados

Millo

nes$

Mayores Ventas(CUR)

Menores Compras

(G, T, STR)

7%

9%

11%

13%

15%

17%

19%

21%

Costo de Mantener el Indicador

Millones

Los Esfuerzo deMantener el

Indicador Crece

Exponencialmente

7,0

0%

9,0

0%

11,0

0%

13,0

0%

15,0

0%

17,0

0%

19,0

0%

21,0

0%

Beneficio Incremental vs. Costo Incremental

Millones$

Nivel de PrdidasEficiente (12%)

Beneficios

Costos

Los modelos de anlisis no reflejan adecuadamente los incrementales deeficiencia que se pueden lograr en el desarrollo de un plan (Know-how,

Innovacin tecnolgica, Gestin de la Informacin y el conocimiento, cambiosen el entorno macroeconmico).



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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 Prdidas Gestionable

Prdidas NoTcnicas

Reconocidas

PrdidasTcnicas 8%



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A medida que la demanda Crece serequiere mayor recuperacin en

GWH para lograr el resultado

DESCRIPCIN 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%

Prdidas Sin Plan [GWh] 20,0 20,8 21,6 22,5 23,4 24,3

% Prdidas Sin Plan 20,0% 20,0% 20,0% 20,0% 20,0% 20,0%

Prdidas Con Plan [GWh] 20,0 19,0 17,9 16,7 15,4 13,9

% Prdidas 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

Evolucin del Balance de Energa con y sin efectos delPlan de Reduccin de Prdidas

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

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



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P1 real>

P1 rec

PresentaPlan

AprobacinPj,1

P1 ref

si si si

no

Evaluacin- Cumple

EjecutaPlan

FINsi

CPROG=0Pj,1=Pj,EF

nono

no

Suspensin

Cancelacin

Evaluacin- Cumple

si

no

PresentaEstudio

N1

no

si



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Resumen del Plan (Costo Total del Plan, CPOR, Costo Anual, Metas)

Balance de energa (Fronteras, Usuarios conectados al STN)

Formato de actividades a desarrollar

Inventario de las redes antifraude.

Inventario (equipos de medida, macromedidores, medida centralizada)

Procedimiento de actualizacin amarreCertificado

Certificacin del revisor fiscal - Cuentas creadas en la contabilidad.



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Activos No UsoEquipos de medida,software, hardware,

herramienta

AOM Plancostos y gastos para

recuperacin de energa

AOM DCircular CREG 019/10

(Datos reportados)Activos de uso

UC CREG 097/08

Los porcentajes asociados con cadaaspecto (uso, no uso, AOM) sonestimados con base en la informacinentregada por el OR.

j

jjjjjj

j AOMdr

rPPaomCPT

r

rnuPPactCPT

r

ruPPactCPTCAP

5530 )1(1

**

)1(1

*_*

)1(1

*_*



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CLCULO COSTO DEL PLAN

Comparacin del costo total del plan, Aplicacin modelo de costos eficientes dereduccin de prdidas (CPCE).

CTPj=min(CPCEj,CPORj)

Costo del modelo

Costo del OR



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INFORMACIN DEL OR

IPTj,0 = Prdidas inicialesIPTSj,10 = Prdidas finalesIPTSj,1..9 = Prdidas durante la

ejecucin del plan

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

Costos desagregados por:

Inversiones: (Activos de usoy No uso)

Gastos

% prdidas

tS0 S2 S4

P0Senda de prdidas: Eleccin

del OR

P10

P1

P2

P3

P4P5

P6P7 P8 P9

S6 S8 S10CARACTERSTICAS DE LA SENDA

Prdidas totales de energaPeriodos de evaluacin (S) de seis meses

P final prdidas tcnicas

Reduccin en un ao < 40% reduccin total[ ao < 40% total ]

Milton Fabin Morales G.Consultor Regulacin EnergaMilton Fabin Morales G.Consultor Regulacin Energa


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Medida entre N.T. (Plazo 1 ao)Estudios de Prdidas TcnicasMacromedicin en alimentadores y transformadoresMicromedicinInstalacin de sistemas de medicin centralizada

Normalizacin de usuarios

Inspeccin de instalacionesRevisin de medidores de usuarios

Redes antifraudeBalance energticoGestin comercialGestin socialSistemas de gestin de prdidas



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Incumplimiento en la meta de reduccin de prdidas en dos perodos de

evaluacin (Semestres) consecutivos. La meta de Prdidas se Flexibiliza hasta0,8% si el CPOR es menor CPCE.

Desactualizacin de la vinculacin de usuarios a la red.

Recursos del Plan utilizados para actividades diferentes.

Problemas de Registro ante el ASIC o Informacin diferente a la reportada en

fronteras comerciales.

En Caso de suspensin el OR deber constituir una Fiducia e informar para quelos recursos sean depositados en esta. Al finalizar el periodo posterior al de lasuspensin podr utilizar los recursos si cumple la meta.



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Incumplimiento de las metas del plan durante tres perodos de

evaluacin consecutivos.

Reincidencia en una de las causales de suspensin del plan.

No corregir Vinculacin ClienteRed (Plazo 6 meses)

Reportar redes existentes como ejecucin del Plan.

Cuando los ingresos de Plan sean superiores a los valores reportadoscomo ejecucin ms excedentes.

Cuando un OR decida finalizar el Plan.

Devolucin de recursos: la variable CPROGj,mtomar un valor negativo.



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Prec

ts0 s2 s4 s6 s8 s10

Prdidas

t

Senda de prdidas

Banda de tolerancia

Evaluacin cumplimiento

Primer pago al inicio de laejecucin del plan

1

Pago por cumplimientodel plan

2 3 4 5

Fin del planPago

Relacin 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 0,6CPOR < 0,6*CPCE 0,8

s0 s2 s4 s6 s8 s10



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Operador deRed

Prdidas totales y de nivelde tensin 1 al inicio delplan

LACPrdidas totales y de nivelde tensin 1 para laevaluacin del plan

ASIC

Energa a distribuir encada mercado decomercializacin



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ResolucinCREG 119 de 2007

imjimnjimmnmjimjimn RPRCvDTGCUv ,,,,,,,,,,,,

jim

ji

VCPROGTPrdidasGPrdidasPR

,,

,**

mjCPROGTPrdidasGPrdidasPR ,**

kWh

$kWh

$

nico por

mercado

Distintos valoresen un mercado



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Los ndices de prdidas a aplicar a los usuarios regulados son:

Prdidas STR y SDL - IPRn,m,j:

Para N4, N3 y N2 son los valores aprobados en la resolucin particular de cargos de

distribucin. Para N1 corresponde al valor aprobado en la resolucin particular de cargos de

distribucin hasta que se aprueben las resoluciones de planes o de prdidas denivel de tensin 1.

Prdidas STN - IPRSTNm-1,j

Corresponden a los valores calculados con base en la metodologa de la ResolucinCREG 039 de 1999 y las que la complementen



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ResolucinCREG 121 de 2007

mi

mi

mmmi Vcom

Vcom

PRTEmerPRTmerPRAcom ,

,

,

Usuarios

A B

CD

EF

Tiempo

prdidas

Tcnicas

Reconocidas Res. 119/07, 097/08

Totales

Se cumple con el Decreto 387-07porque las prdidas No Tcnicas se

distribuyen a prorrata de la demanda

mi

mi

mmmi Vcom

Vcom

PRECmerPRTmerPRAcom ,

,

,


Prorrata de las Prdidas No Tcnicas


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Milton Fabin Morales GarcaCaliColombia

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

[email protected]


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