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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
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Transmisión Distribución Comercialización
Generación
Asume Pérdidas en el proceso de Generación Generaci ón 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%)
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(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.
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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
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Mercado de Energía Mayorista - MEM Operación del Sistema
Administración del Mercado
BOLSA $
CONTRATOS
$
Servicios CRS, kWh, Servicios
Mercado de Energía Mayorista MEM: XM (ASIC - LAC)
Contratos: kWh,
Planeación y Despacho de Recursos G & T - CND 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
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(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.
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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:
%Pérdidas Comerciale s
Compra Venta 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
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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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%Pérdidas de Re d
Entrada Salida
Entrada 100 80 %Pérdidas de Re d 20% 100
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 Incum bente Entrada Compras Entrante 100 42 58 %Pérdidas Comerciale s
Compras Ventas Compras
58 40 58
31%
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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
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SENDA PÉRDIDAS RECONOCIDAS EN LA TARIFA 20.00% 18.25% 16.50% 14.75% 13.00%
Pagan Usuarios 8 9 9 1
9 9 9 1
0 0 0 2
1 0 0 2
2001 Res. CREG 159
2 0 0 2
3 0 0 2
4 0 0 2
5 0 0 2
6 0 0 2
7 0 0 2
8 0 0 2
9 0 0 2
0 1 0 2
1 1 0 2
2 1 0 2
3 1 0 2
4 1 0 2
5 1 0 2
6 1 0 2
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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
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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 V 1 IPR IPRSTN 1 IPR
PR
2007 Res. CREG 119
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SENDA PÉRDIDAS RECONOCIDAS EN LA TARIFA
Pérd. Total 20,00% 18,25% 16,50% 14,75% Pérd. Rec.
Pagan Comerc.
Pagan Usuarios 8 9 9 1
9 9 9 1
0 0 0 2
1 0 0 2
2 0 0 2
3 0 0 2
4 0 0 2
5 0 0 2
6 0 0 2
7 0 0 2
8 0 0 2
2007 Res. CREG 121
9 0 0 2
0 1 0 2
1 1 0 2
2 1 0 2
3 1 0 2
4 1 0 2
5 1 0 2
6 1 0 2
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
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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
Parametros Estimador de Perdidas
Nombre del caso Pérdidas Técnicas [%]
Año t-1 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]
Año t
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
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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 $/kWh). Modificación Asignación de Pérdidas entre Comercializadores.
2010 CREG 172 (Definitiva)
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1. Cronograma y Definiciones
2. Generalidades
3. Elementos del Plan de Pérdidas
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Presentación Estudios nivel 1 27 Diciembre 2011
22 Marzo 2012
Resolución CREG 172 de 2011
Resolución CREG 031 de 2011
27 Abril 2012
Presentación de planes e inicio actuaciones administrativas
Agosto 2012
Octubre 2012
Resoluciones particulares
Inicio de Planes
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TÉCNICAS
REDUCCIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA
PROCESOS DE SOPORTE AL PLAN
NO TÉCNICAS
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CTP: Costo Total del Plan para el OR a 5 años ($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.
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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
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NT4
NT3
NT2
NT1
NT4
NT3
NT2
NT1
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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 Entrada Transito
100 80 100 10
22,22%
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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%
21%
20,00%
19%
17,60%
17%
Meta Máxima de Pérdidas
15,20%
15% 12,80%
13%
Pérdidas Técnicas
11%
10,40%
9% 7%
8,00%
8%
2016
2017
Piso de Pérdidas Pérdidas Técnicas
5% 2011
2012
2013
2014
2015
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Beneficio Incremental vs. Costo Incremental Beneficios Acumulados Costo de Mantener el Indicador Mayores Ventas (CU – R) Menores Compras (G, T, STR)
$ s e n o l l i M
$ s e n o l l i M
% 7
% 9
% 1 1
Los Esfuerzo de Mantener el Indicador Crece Exponencialmente
s e n o l l i M
Beneficios
% 3 1
% 0 0 , 7
Nivel de Pérdidas Eficiente % % (12%) % 5 1
% 0 0 , 9
7 1
9 1
% 0 0 , 1 1
% 1 2
% 7
% 0 0 , 3 1
% 9
% 0 0 , 5 1
% 1 1
% 3 1
% 0 0 , 7 1
% 5 1
% 0 0 , 9 1
% 7 1
% % 9 Costos 1 1 2
% 0 0 , 1 2
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
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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
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Evolución del Balance de Energía con y sin efectos del Plan de Reducción de Pérdidas
130,0 120,0 110,0 100,0 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
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
CRECIMIENTO [%]
ENTRADA SIN PLAN [GWh] SALIDA SIN PLAN [GWh] ENTRADA CON PLAN [GWh] SALIDAS CON PLAN [GWh]
100,0 80,0 100,0 80,0
104,0 83,2 103,0 84,0
108,2 86,5 106,1 88,2
112,5 90,0 109,3 92,6
117,0 93,6 112,6 97,2
121,7 97,3 115,9 102,0
126,5 101,2 120,6 106,1
4,00% 4,00% 3,00% 4,98%
Pérdidas Sin Plan [GWh] % Pérdidas Sin Plan Pérdidas Con Plan [GWh]
20,0 20,0% 20,0
20,8 20,0% 19,0
21,6 20,0% 17,9
22,5 20,0% 16,7
23,4 20,0% 15,4
24,3 20,0% 13,9
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P1 real
si
>
P1 rec
no
no Presenta Estudio N1
Presenta Plan
no
si
Ejecuta Plan
no
si
Evaluación - Cumple
Aprobación P j,1
Suspensión CPROG=0 P j,1 = P j,EF
no
Cancelación P1 ref
FIN
no
Evaluación - Cumple
si
si
si
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Resumen del Plan (Costo Total del Plan, CPOR, Costo Anual, Balance de
energía (Fronteras, Usuarios conectados al STN)
Formato de actividades a Inventario
Metas)
desarrollar
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.
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Activos No Uso Equipos de medida, software, hardware, herramienta
Activos de uso UC CREG 097/08
CAP j
CPT j * PPact _ u j * r 1 (1 r )
30
AOM D Circular CREG 019/10 (Datos reportados)
CPT j * PPact _ nu j * r CPT j * PPaom j * r AOMd j 5 5 1 (1 r ) 1 (1 r )
Los porcentajes asociados con cada aspecto (uso, no uso, AOM) son estimados con base en la información entregada por el OR.
AOM Plan costos y gastos para recuperación de energía
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CÁLCULO COSTO DEL PLAN
Comparación del costo total del plan, Aplicación modelo de costos eficientes de reducción de pérdidas (CPCE).
Costo del OR
j CTP j = min( CPCE ,CPOR ) j
Costo del modelo
Milton MiltonFabián FabiánMorales MoralesG.G. Consultor ConsultorRegulación RegulaciónEnergía Energía
INFORMACIÓN DEL OR IPT j,0 IPTS j,10 IPTS j,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
P2
[$Dic 2010]
P3 P4
Costos desagregados por: Inversiones: (Activos de uso y No uso) Gastos CARACTERÍSTICAS DE LA SENDA
P6
S0
Pérdidas totales de energía Periodos de evaluación (S) de seis meses P final pérdidas técnicas
S2
S4
P10
P5
S6
P7
P8
S8
P9
S10
t
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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
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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.
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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 CPROG j,m tomará un valor negativo.
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Evaluación cumplimiento s a d i d r é P
Banda de tolerancia 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
o g a P
Fin del plan 1
2
3
4
5
Relación CPOR - CPCE
0,9*CPCE < CPOR
Tolerancia
0,2
0,8*CPCE < CPOR
≤
0,9*CPCE
0,4
0,6*CPCE < CPOR
≤
0,8*CPCE
0,6
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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 T m Dn m Cvm i j PRn m i j Rm i
,
, ,
,
,
,
, ,
,
,
,
,
Resolución CREG 119 de 2007
CPROGi , j PR Pérdidas* G Pérdidas* T V m ,i , j
$ kWh Distintos valores en un mercado
PR Pérdidas * G Pérdidas * T CPROG j ,m
$ kWh Único por mercado
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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 - IPRSTN m-1,j
Corresponden a los valores calculados con base en la metodología de la Resolución CREG 039 de 1999 y las que la complementen
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Prorrata de las Pérdidas No Técnicas Resolución CREG 121 de 2007
PRTmer m PRTEmer m Vcom i , m PRAcom i , m Vcom i , m
PRAcom i , m
pérdidas
A
B
D
C
PRTmer m PRECmer m Vcom i , m Vcom 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
