9 Reduccion Perdidas Energia 120507120652 Phpapp01
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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
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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.
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(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.
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(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.
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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)
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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
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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%)
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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 $/kWh). Modificacin Asignacin de Prdidas entre Comercializadores.
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1. Cronograma y Definiciones
2. Generalidades
3. Elementos del Plan de Prdidas
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ResolucinCREG 172 de
2011
Presentacin deplanes e inicio
actuacionesadministrativas
27 Diciembre2011
Agosto2012
Octubre2012
Resoluciones
particulares
27 Abril2012
Inicio dePlanes
PresentacinEstudios nivel 1
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22 Marzo2012
ResolucinCREG 031 de
2011
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TCNICAS NO TCNICASREDUCCIN DELAS PRDIDASDE ENERGA
PROCESOS DE SOPORTE AL PLAN
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CTP:Costo Total del Plan para el OR a 5 aos ($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 ]
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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 ,
,
,
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Prorrata de las Prdidas No Tcnicas
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Carrera 81 #13B-69 C-1Cel. 300-739-2310
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