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Propuesta de remuneración actividad de distribución de energía eléctrica Resolución CREG 179 de 2014

Marzo de 2015

Agenda

Tema Horario

1. Introducción 9:00 - 9:10

2. Remuneración inversiones 9:10 - 10:40

Refrigerio 10:40 - 11:00

3. Calidad del servicio 11:00 - 12:30

Almuerzo libre 12:30 - 14:00

4. Remuneración gastos 14:00 - 14:30 5. Pérdidas, reactiva, respaldo y cargos horarios 14:30 - 16:00

6. Preguntas 16:00 – 17:00

Antecedentes

Antecedentes

• Metodología actual: Resolución CREG 097 de 2008

• Bases nueva metodología: Resolución CREG 043 de 2013

• Estudios

- Metodologías remuneración, calidad del servicio, valoración de activos, energía reactiva, pérdidas, publicados en circulares CREG 034, 036, 038, 063 de 2014.

- Estudios calidad del servicio, AOM, planes de inversión.

• Taller presentación de estudios: 9 de septiembre de 2014

• Propósitos y lineamientos: Resolución CREG 079 de 2014.

• Resolución CREG 179 de 2014: Propuesta de remuneración

• Audiencias públicas: 16, 18 y 20 marzo 2015, Bogotá, Cali y Barranquilla

Objetivos de la propuesta

1. Incentivar la reposición de activos

2. Mejorar señales de calidad del servicio

3. Costos y gastos eficientes acordes con remuneración de inversiones

4. Facilitar la incorporación de inversiones en nuevas tecnologías

5. Permitir estabilidad en la base regulatoria de activos

6. Tarifas competitivas

7. Empresas sostenibles

Armonizar componentes de la remuneración para dar señales que permitan cumplir con los objetivos planteados

Remuneración de inversiones

Evolución inversiones

• Expansión moderada

• Bajos niveles de reposición

Reporte CREG - información de los OR - Artículo 18 CREG 097 de 2008, N2, N3 y N4 y N1 estimado Reporte SUI - información de los OR - Formato 18 Circular SSPD 8055 de 2010

Reposición promedio anual

Expansión promedio anual

3,6% Crecimiento promedio anual de las ventas

1,1%

1,3%

0,0%

0,5%

1,0%

1,5%

ReposiciónReporte CREG Reporte SUI

1,55% 1,53%

0,0%

0,5%

1,0%

1,5%

2,0%

ExpansiónReporte CREG Reporte SUI

Evolución inversiones

(1) Reporte CREG - información de los OR - Artículo 18 CREG 097 de 2008, N2, N3 y N4

Inversiones por categoría (1)

61%

16%

23% Nivel 2

Nivel 3

Nivel 4

Valor en libros y BRA reconocida(2)

55% Valor activos netos (información contable) respecto a BRA reconocida (cargo actual)

14.223

25.758

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

2012Activos netos BRA reconocida

(2) Información PUC – SUI 2012 y valor implícito en los cargos a Dic de 2007

Remuneración actual inversiones

Ingreso requerido

Inversiones

(recuperación capital +

rentabilidad)

Gastos AOM (eficientes)

Incentivos

VNR

• Activos nuevos (modelo entrante)

• Red eficiente • Valor a nuevo • Tasa y vida útil • AOM, calidad y

pérdidas red eficiente

Ingreso requerido Remuneración inversiones

Remuneración inversiones propuesta

Ingreso requerido

Inversiones


rentabilidad)


Incentivos

VNR

• Activos nuevos (modelo entrante)

• Red eficiente • Valor a nuevo • Tasa y vida útil • AOM, calidad y

pérdidas red eficiente

CRD

• Activos existentes, más activos nuevos

• Inventario activos • Depreciación regulatoria • Tasa y vida útil • AOM, calidad y pérdidas

con señales eficiencia

Ingreso requerido Remuneración inversiones

Evolución regulación ingresos

Resolución 099/97 Resolución 082/02 Resolución 097/08

Reconocimiento

inversiones

Instrumento

regulatorioPrecio máximo

Ingreso máximo

Precio máximo

Ingreso máximo

Precio máximo

Remuneración VNR VNR VNR

EficienciaCriterios de eficiencia

técnica y económica

Criterios de eficiencia técnica

y económica

Criterios de eficiencia técnica

N1 (Decreto MME 387/07)

Tasa de retorno 9%Metodología WACC

14 - 16%

Metodología WACC

13 - 13,9%

Valoración activos

(Nivel 2, 3 y 4)

Inventario global

activos

Valoración con UC

Desagregación baja

Inventario detallado activos

Valoración con UC

Desagregación alta

Inventario detallado activos

Valoración con UC

Desagregación alta

Valoración activos

(Nivel 1)Muestra nacional

Muestra nacional (diferencia

red urbana y rural)

Muestra por operador de red,

OR

Gastos operativos % de BRA % de BRA

Con base en AOM histórico

y AOM real (contable)

Ajuste anual

Pérdidas reconocidas Índice nacionalÍndice por OR

Diferenciación urbano y ruralÍndice sistema real por OR

Calidad del servicioEsquema de

compensaciones Esquema de compensaciones

Esquema compensaciones

Incentivos simétricos

Evolución regulación ingresos distribución - CREG 099 - 1997

VNR CRD

Inversión

AOM

Calidad

Pérdidas

VNR CRD

Inversión

AOM

Calidad

Pérdidas


Evolución regulación ingresos distribución - Propuesta

VNR CRD

Inversión

AOM

Calidad

Pérdidas

Armonizar componentes de la remuneración para dar señales adecuadas para cumplir con los objetivos planteados

Mecanismos de regulación

Orientada a costos

Costo del servicio

Basada en incentivos

Orientada a productos

Menú de contratos

Modelo RIIO

Tradicional

Nuevos enfoques

Orientada a costos

Basada en costo del servicio

Tasa de retorno

Basados en incentivos

Máximos permitidos

Competencia referencial

Escala Móvil

Precio máximo

Ingreso máximo

Participación beneficios

Participación ingresos

SDL

STR y STN

En la práctica se encuentra: • Elementos de diferentes modelos aplicados

simultáneamente. • Diferentes modelos aplicados a cada componente de la

cadena de costos

Instrumentos regulatorios

Instrumentos regulatorios propuesta

Orientada a costos

Basados en incentivos

Máximos permitidos

Competencia referencial

Escala Móvil

Precio máximo

Ingreso máximo

Participación beneficios

Participación ingresos

SDL STR y STN

Menú de contratos

Orientada a productos

Basada en costo del servicio

Tasa de retorno

Ingreso requerido

Inversiones


rentabilidad)


Incentivos

Ingreso requerido Inversiones

VNR • Tasa • Vida útil • Valoración, UC

CRD • Tasa • Vida útil • Depreciación • Valoración, UC • BRA inicial

1) Remuneración inversiones

Precio máximo • Riesgo OR • Mayor tasa • Ajuste inicio

periodo tarifario

Ingreso máximo • Sin riesgo OR • Menor tasa • Ajuste anual

(mensual)

2) Instrumento regulatorio

Propuesta remuneración ingresos

* Se ajusta al inicio de cada periodo tarifario

Instrumento regulatorio

Ingreso requerido sin riesgo demanda

t

Ingreso Ingreso máximo (sin riesgo OR)

Ingresos requeridos

(rentabilidad + recuperación capital)

Periodo tarifario 1 Periodo tarifario 2

t

Ingreso Precio máximo (con riesgo OR)

Periodo tarifario 1 Periodo tarifario 2

Ingresos requeridos

(rentabilidad + Recuperación capital)

Ingreso adicional por mayor tasa

Ingreso adicional relación demanda – inversión*

Propuesta remuneración inversiones

IAAt

RCt (recuperación

capital)

BRTt (Terrenos)

INCt (Incentivos)

BRAt*r (rentabilidad)

IAA = Ingreso anual por inversiones

Rentabilidad inversiones BRA = Base regulatoria de activos r = Tasa de retorno

RC = Recuperación de capital

BRT = Reconocimiento de terrenos

INC = Incentivo eficiencia en inversiones

Remuneración inversiones

IAAt

RCt (recuperación

capital)

BRTt (Terrenos)

Incentivost


BRAt (Base regulatoria

activos)

BRAEt (BR activos eléctricos)

BRANEt (BR activos no

eléctricos)

Base regulatoria de activos


IAAt

RCt (recuperación

capital)

BRTt (Terrenos)

Incentivost



activos)


BRANEt (BR

activos no eléctricos)

BRAEt-1 (BRA inicial)

RCt (recuperación

capital)

BRAENt (Plan Inversión)

BRAFOt (Activos fuera de operación)



Base regulatoria activos eléctricos


IAAt

RCt (recuperación

capital)

BRTt (Terrenos)

Incentivost



activos)


BRANEt (BR



RCt (recuperación

capital)





BRA inicial

FA (antigüedad y

cambio modelo)

BRAE0 (BRA inicial)

CRI + CRIN (Costo reposición

activos)

FI (ajuste precios)



IAAt

RCt (recuperación

capital)

BRTt (Terrenos)

Incentivost


BRA inicial

FA (antigüedad y

cambio modelo)

BRAE0 (BR

inicial)


activos)

FI (ajuste precios)

Costo de reposición de activos

a. Activos base de activos actual, CRI • Inventario de activos a diciembre de 2007 • Valor implícito en los cargos de distribución • Equivalente a ponderación 90-10 % CREG 097/08

b. Activos base de activos nueva, CRIN

• Activos en operación periodo 2008 - 2014 • Con base en información reportada por los OR a la

CREG • Valoración N4, N3 y N2 con UC CREG 097 de 2008 • Valoración Nivel 1 con base en costos circuito CREG

097 de 2008


IAAt

RCt (recuperación

capital)

BRTt (Terrenos)

Incentivost


BRA inicial

BRAE0 (BR

inicial)


activos)

FI (ajuste precios)

Factor de ajuste

a. Antigüedad • OR pueden presentar estudio de antigüedad

media del sistema • Antigüedad de referencia: 23 años (N4, N3 y

N2), 15 años (N1)

b. Factor cambio de modelo

• Valor presente VNR = Valor presente CRD • Valor presente VNR (vur con vida regulatoria

actual) • Valor presente CRD (vur con vida regulatoria

nueva)

FA (antigüedad y

cambio modelo)


Perfil de antigüedad transformadores de conexión al STN

Antigüedad ponderada transformadores BRA N4 = 21 años 7% con antigüedad >= 40 años 25% con antigüedad >= 30 años

Fuente: Paratec, CND

Transformadores de la BRA

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

19

68

19

70

19

72

19

74

19

76

19

78

19

80

19

82

19

84

19

86

19

88

19

90

19

92

19

94

19

96

19

98

20

00

20

02

20

04

20

06

20

08

20

10

20

12

20

14

Cap

acid

ad (

MV

A)

Antigüedad promedio ponderada – STR

IAAt

RCt (recuperación

capital)

BRTt (Terrenos)

Incentivost


BRA inicial

FA (antigüedad y

cambio modelo)

BRAE0 (BR

inicial)


activos)

FI (ajuste precios)

Indexador de precios Relación del IPP de la fecha base y el IPP de diciembre de 2007


IAAt

RCt (recuperación

capital)

BRTt (Terrenos)

Incentivost



activos)


BRANEt (BR



RCt (recuperación

capital)






RCt (Recuperación

capital)

RCBIAt (Recuperación

base inicial)

RCNAt (Recuperación

nuevos activos)

Recuperación de capital


IAAt

RCt (recuperación

capital)

BRTt (Terrenos)

Incentivost


RCt (Recuperación

capital)


base inicial)


nuevos activos)


Recuperación capital base inicial a. Base inicial de activos

• Según lo señalado anteriormente (BRA inicial)

b. Fracción anual de capital • Considera la vida útil remanente a partir de:

Vida útil regulatoria nueva metodología Antigüedad activos

• “depreciación” lineal


IAAt

RCt (recuperación

capital)

BRTt (Terrenos)

Incentivost


RCt (Recuperación

capital)


base inicial)


nuevos activos)


Recuperación capital nuevos activos a. Activos plan de inversión

• Inversiones del plan de inversión (BRAEN)

b. Fracción anual de capital • Considera la vida útil regulatoria nueva metodología • “depreciación” lineal


IAAt

RCt (recuperación

capital)

BRTt (Terrenos)

Incentivost


BRTt (Base regulatoria

Terrenos)

R (Porcentaje reconocido)

VCTt (Valor catastral

terrenos reconocidos)

Base regulatoria de terrenos


Calidad del servicio en el STR

Antecedentes

• Metodología actual:

- Resolución CREG 097 de 2008

• Calidad en el STR:

- CREG 094 de 2012

• Estudio:

- Revisar datos históricos; estimar metas exigibles y metas alcanzables

Disponibilidad

Energía NO entregada

Plazo para recuperar activos

100%

0%

6 m 12 m

Aspectos considerados

Indisponibilidades

Bahías (promedio horas por año)

Transformadores (promedio horas por año)

Indisponibilidades

Periodo 2009 – 2013 (datos en horas)

Forzado Mantenimiento Mantenimiento

Mayor

Activo Mín. Máx. Mín. Máx. Mín. Máx.

Bahía 0,001 2.491 0,02 590 7,8 606

Barraje 0,47 27 0,52 40

Compensación 0,02 16

Línea 0,02 6.373 0,13 401

Transformador 0,03 1.390 0,18 588 10,7 109

Indisponibilidades

Promedio 2009 – 2013 (horas por año)

Indisponibilidades

Total 2013 (horas)

Compensaciones

0,33% Valor de las compensaciones durante dos años, frente a ingresos

Propuesta

• Estudio: - Revisión de datos históricos - Estimación de metas

• Energía no suministrada: - Procedimiento para aplicar la compensación - Zonas excluidas temporales

• Otros: - Exclusión por trabajos del plan de inversiones - Simplificar fórmulas de cálculo - Opciones para activos encapsulados

Estudio

• Variables consideradas:

- Revisión de datos históricos

- Comparación con experiencia en otros países

- Considerar fisiografía y condiciones ambientales

- Propuesta de valores exigibles y alcanzables

Estudio

• Propuestas:

- Metas por grupos de activos

- Metas por evento: duración y frecuencia

• Estado actual:

- Aclaración de la información utilizada

- Revisión de las diferentes metas

Energía no suministrada

• Cálculo de la compensación:

- CND elabora, publica y entrega a la SSPD un informe sobre el evento (acuerdo CNO)

- OR calcula compensación y la informa al LAC para que la incluya en el cálculo. Si hay diferencia con el CND, adjunta soportes.

- Revisión posterior de la SSPD, si la considera necesaria

Otros aspectos

• Zonas excluidas temporales:

- Mientras la conexión de la zona sea con un único activo, debido a eventos excluidos

• Ampliar tiempo de mantenimiento mayor en subestaciones encapsuladas

- Pasar de 192 a 288 horas

- Utilizable cada 18 años o en periodos de seis años

Otros aspectos

• Exclusión por trabajos del plan de inversiones:

- Para conexión de nuevos proyectos y cumplimiento del plan aprobado.

• Simplificar cálculo de compensaciones:

- Valor horario de referencia

• Límite para compensaciones:

- Se define uno solo - La referencia es el ingreso anual

Calidad del servicio en los SDL

Alcance parte I

1. Antecedentes 2. Propuesta

• Res. CREG 097 de 2008 • Resultados observados

• Esquema de incentivos • Esquema de compensaciones • Indicadores

Antecedentes

Calidad general Publicación

desempeño en el SUI

Índices de calidad media

por OR

Índices por grupo de

calidad por OR

Contratos de calidad extra

Esquema de Compensaciones

Calidad individual

Esquema incentivos (+ , -)

Re

solu

ció

n C

REG

09

7 d

e 2

00

8

Antecedentes

Ecuación: DDt = CR * (IRAD – ITAD)

DDt $/kWh

0

IRAD

Índice Discontinuidad

+

- 10% Dt

Eval

uac

ión

Busca mejorar con respecto al nivel histórico observado en cada empresa

Incentivos a las empresas por el desempeño en calidad

Compensaciones a usuarios peor servidos según historia

Por mejorar: metas, frecuencia, información al usuario, fuerza de la

señal de incentivos y compensaciones

Mejora significativa en sistema de medición, registro y reporte

Compensación

Mejor

Peor

Antecedentes

Duración promedio de las interrupciones por transformador

Frecuencia promedio de las interrupciones por transformador

Antecedentes

Propuesta

Horas/ Cantidad

AÑO 0 AÑO 1 AÑO 2 AÑO 3 AÑO 4 AÑO 5

Calidad mínima garantizada

• Horas/cantidad máxima de interrupciones que un usuario del sistema debe percibir

• Mínimos exigibles

• Esquema de compensaciones para el usuario

# usuarios

# usuarios

# usuarios

# usuarios

# usuarios

Calidad media del sistema

• Horas/cantidad de interrupciones que en promedio perciben todos los usuarios del sistema

• Metas exigibles en el tiempo

• Esquema de incentivos asociado al logro

Esquema de incentivos

[$]

Qe,t

Incentivo (+)

Q0,t :Calidad inicial en el año t Qe,t :Calidad estudio para el año t

Q0,t

Incentivo (-)

Banda de indiferencia

[$]

Qe,t

Incentivo (+)


Q0,t

Incentivo (-)


[$]

Qe,t


Q0,t

If+e,t

Iv+e,t

If -e,t

Iv -e,t


If+e,t = f (Capex(sin exp), Qe,t) Iv+e,t = f (Capex(sin exp), Qe,t)

[$]

Qe,t Q0,t Qa,t

If+e,t

Iv+e,t

Iv+a,t

If+a,t

If+a,t = f (Capex(sin exp), Qa,t) Iv+a,t = f (Capex(sin exp), Qa,t)


[$]

Q0,1

Caso 1: En el año 1 alcanza y pasa la meta

Qa,1

I+r,1

Qr,1


[$]

Qa,2 Q0,1

Caso 2: En el año 1 alcanza y pasa la meta del año 2

Qa,1

I+r,1

Qr,1


[$]

Qa,2 Q0,1 Qa,1 Qr,2 Qr,2

Caso 2: En el año 1 alcanza y pasa la meta del año 2, entonces en el año 2…


[$]

Qe,t

Incentivo (+)

Q0,t

Incentivo (-)


[$]

Qe,t

Incentivo (+)

Q0,t

Incentivo (-)

If -e,t

Iv -e,t

If -e,t = If+e,t

Iv -e,t = 2 Iv+e,t



𝐼𝐶_𝑆𝐴𝐼𝐷𝐼𝑡,𝑗 = 𝐼𝑓_𝑆𝐴𝐼𝐷𝐼𝑡,𝑗 + 𝐼𝑣_𝑆𝐴𝐼𝐷𝐼𝑡,𝑗

Cuando Q esté fuera de la banda de indiferencia:

𝐼𝑓_𝑆𝐴𝐼𝐷𝐼𝑡,𝑗 = ±0,015 ∗ 𝑉𝑃𝐶𝑡−1,𝑗

𝐼𝐴𝑇𝑗,2,𝑡 = 𝐼𝐴𝑗,2,𝑡 + 𝐼𝐴𝑗,2,𝑝,𝑡

𝑃

𝑝=1

+ 𝐼𝐴𝐼𝑁𝐶𝑗,𝑛,𝑡

𝐼𝐴𝐼𝑁𝐶𝑗,𝑛,𝑡 = 𝐼𝑁𝐶𝐼𝑁𝑉𝑗,𝑛,𝑡 + 𝐼𝑁𝐶𝐴𝑂𝑀𝑗,𝑛,𝑡 + 𝐼𝑁𝐶𝐶𝑆𝑗,𝑛,𝑡

𝐼𝑁𝐶𝐶𝑆𝑗,𝑛,𝑡 = 𝐼𝑁𝐶𝐷𝑗,𝑛,𝑡 + 𝐼𝑁𝐶𝐹𝑗,𝑛,𝑡

𝐼𝑁𝐶𝐷𝑗,𝑛,𝑡 = 𝐼𝐶_𝑆𝐴𝐼𝐷𝐼𝑡,𝑗 ∗𝐵𝑅𝐴𝐸𝑗,𝑛,0

𝐵𝑅𝐴𝐸𝑗,𝑛,03𝑛=1

𝐼𝑣_𝑆𝐴𝐼𝐷𝐼𝑡,𝑗 = 𝑆𝐴𝐼𝐷𝐼𝑚𝑡−1,𝑗 − 𝑆𝐴𝐼𝐷𝐼𝑡−1,𝑗 ∗𝐼𝑣_𝑆𝐴𝐼𝐷𝐼 𝑚𝑎𝑥𝑖,𝑡−1,𝑗

𝑆𝐴𝐼𝐷𝐼𝑚𝑡−1,𝑗

𝐼𝑣_𝑆𝐴𝐼𝐷𝐼𝑚𝑎𝑥𝑖,𝑡,𝑗 = 0,015 ∗ 𝑉𝑃𝐶𝑡,𝑗 ó 𝐼𝑣_𝑆𝐴𝐼𝐷𝐼 𝑚𝑎𝑥𝑖,𝑡,𝑗 = −0,03 ∗ 𝑉𝑃𝐶𝑡,𝑗

Por indicador: IT

+ = If + + Iv +

IT+max = 3% capex año

IT

- = If - + Iv -

IT-max = -4,5% capex año

[$]

Qe,t

Q0,t

IT+

IT-

Total impacto por SAIDI y SAIFI: IT

+max = 6% capex año IT

-max = -9% capex año

Impacto máximo incentivos

Esquema de compensaciones

Usuarios con calidad buena o aceptable

Usuarios con calidad inaceptable

Qmin

𝐷𝐼𝑈𝐺 = Duración máxima de interrupciones al año

𝐹𝐼𝑈𝐺 = Frecuencia máxima de interrupciones al año

Q mínima garantizada:

Metas por grupo aplicables a todos los OR del país

Q

Grupo 1-1

Grupo 2-1

Grupo 3-1

Q

Q

Q

Grupo 1-2

Grupo 2-2

Grupo 3-2

Q

Q

Q

Grupo 1-3

Grupo 2-3

Grupo 3-3

Q

Q


Objetivo:


𝐷𝐼𝑈𝑢,𝑚 = 𝐷𝑖,𝑢,𝑞,𝑚

𝑛

𝑖=1

𝐹𝐼𝑈𝑢,𝑚 = 𝐹𝑖,𝑢,𝑞,𝑚

𝑛

𝑖=1

𝑉𝐶𝑓 = 𝑉𝐶𝐷𝑓 + 𝑉𝐶𝐹𝑓

𝑉𝐶𝐷𝑓 = 0,25 ∗ 𝐷𝑡𝑛,𝑗,𝑚,𝑡 ∗ 𝐶𝑃𝑀 ∗ 𝑀𝐼 ∗ 𝐷𝐼𝑈𝑢,𝑚𝐷𝐼𝑈𝐺𝑚,𝑗,𝑞

• El OR reparte las metas anuales de duración y frecuencia en cada mes. • Cada mes calcula sus indicadores de duración y frecuencia:

• Si incumple alguna meta debe compensar al usuario:

𝑉𝐶𝐹𝑓 = 0,25 ∗ 𝐷𝑡𝑛,𝑗,𝑚,𝑡 ∗ 𝐶𝑃𝑀 ∗ 𝑀𝐼 ∗ 𝐹𝐼𝑈𝑢,𝑚𝐹𝐼𝑈𝐺𝑚,𝑗,𝑞

Alcance parte II

1. Objetivos de calidad media

2. Objetivos de calidad individual

3. Condiciones para el seguimiento

• Grupos de calidad • Calidad media actual • Metas de calidad

• Calidad individual actual • Calidad mínima

garantizada

• Requisitos • Aplicación • Otras condiciones

Grupos de calidad

Estudio Keraunos, 2013

ID Externalidad

P Precipitación

D Promedio anual dias con lluvia

T Temperatura

Rd Riesgo deslizamiento

S Salinización

V Velocidad del viento

NC Nivel ceraunico

DDT Densidad descargas a tierra

F Fisiografia

E Elevación msnm

IRu Indice de ruralidad

1

Medio

2 3 Bajo

Alto

RURALIDAD →

RIESG

O →

OR2SAIDIr/SAIFIr

OR29SAIDIr/SAIFIr

Calidad actual por OR

• Agrupación de transformadores en los grupos de calidad

• Duraciones y frecuencias de transformadores registradas 2010-2014 en el SUI

• SAIDI / SAIFI actual por grupo de calidad

• SAIDI/SAIFI actual por OR ponderado por # de usuarios

(….)

OR1SAIDIr/SAIFIr 1 2 3

1 SAIDI11/SAIFI11

2 SAIDI22/SAIFI22 SAIDI23/SAIFI23


RURALIDAD

RIE

SGO

OR 1

1 2 3

1 SAIDI11/SAIFI11



OR 2RURALIDAD

RIE

SGO

1 2 3

1 SAIDI11/SAIFI11



OR 29RURALIDAD

RIE

SGO

Criterios circuitos para simulación

ADICIÓN DE CIRCUITOS REPRESENTATIVOS

LONGITUD PERCENTIL 80 DEL GRUPO

USUARIOS CERCANOS AL PROMEDIO PONDERADO POR CARGA

CIRCUITOS OPTIMIZADOS

• 7 ALTERNATIVAS, NO HACER NADA HASTA SUBTERRANIZAR

• MINIMO COSTO DE INVERSION MAS ENS

• TASA DE FALLA PERCENTIL 30 DE CADA GRUPO

• TIEMPO DE REPARACIÓN EXPERIENCIA CONSULTOR

OBJETIVOS POR GRUPO DE CALIDAD

OBJETIVOS POR OR PONDERANDO POR # USUARIOS EN CADA GRUPO

SIMULACIÓN SELECCIÓN

Metas de calidad media

ACTUALES POR OR Y POR GRUPO

ÓPTIMOS POR GRUPO

f (inversión, tiempo) = Meta y senda exigibles

por OR

Benchmarking de interrupciones por grupo

• Percentil como meta de grupo

• Meta de OR promedio ponderado por # usuarios en cada grupo

• Mínimo de mejora por OR

Calidad mínima garantizada

INTERRUPCIONES ACTUALES POR GRUPO

ANALISIS DE COLAS

f (compensaciones) = Máximo nivel de interrupciones

Benchmarking a nivel de grupo

• Percentil como máximo de grupo para no compensar

Condiciones para el seguimiento

Requisitos de medición, registro y reporte

a) Vinculación de usuarios a transformadores y circuitos y georreferenciación de la red certificados

c) Sistema de Gestión de la Distribución DMS complementado

d) y e) Telemedición en mínimo dos elementos de corte y maniobra en cada circuito

Coordinación con LAC para lectura directa de interrupciones del SGD

b) Sistema de Medición y Procedimientos de Registro y Reporte certificados

AÑO 3 --- >

INCENTIVOS ---->

FECHA

APROBACIÓN

CARGO FAC

AÑO 2

COMPENSACIONES ---->

INCENTIVO (-) MAXIMO MENSUAL

HASTA CUMPLIR CERTIFICACION

OR NO HA ENTRADO AL ESQUEMA EN FAC

AÑO 1

OBLIGACION INVERSION REQUISITOS

c,d y e

FECHA DE CORTE

BRA

CERTIFICACIÓN

REQUISITOS c,d,e

COMPENSACIONESCOMPENSACIONES

INCENTIVOS INCENTIVOS ---->

CERTIFICACIÓN

REQUISITOS c y d

CERTIFICACIÓN

REQUISITO e

OR NO HA ENTRADO AL ESQUEMA EN FAC PERO

INVIERTE EN REQUISTOS c, d EN ESTE PERIODO

COMPENSACIONES COMPENSACIONES ---->



COMPENSACIONES

OBLIGACION INVERSION REQUISITO e

COMPENSACIONES ---->

INCENTIVOS INCENTIVOS ---->

CERTIFICACIÓN

REQUISITO e



OR ENTRO AL ESQUEMA ANTES DE FAC OBLIGACION INVERSION REQUISITO e

COMPENSACIONESCOMPENSACIONES



Certificados del proceso de distribución

Medición, registro y reporte a nivel de usuario

Reportes al LAC, diario y mensual, para análisis estadístico permanente de la calidad

Reportes al SUI, se elimina información comercial para los cálculos y se mantiene cierre de vinculación

Auditorias de información

Piloto de equipos de medición y reporte remoto de energía e interrupciones percibidas de manera individual por al

menos el 10 % de los usuarios residenciales y comerciales

Gastos de AOM

Antecedentes

• Metodología actual:


• Información de AOM:


• Estudio:

- Proponer meta de eficiencia para los gastos de AOM

Antecedentes

Resolución CREG 097/08

• Valor de cuentas reconocidas de 2004 a 2007

• Valor remunerado 2004 a 2007

• Se convierten a porcentaje dividiendo entre el CRI

• Porcentaje aprobado:

– Promedio entre los porcentajes anteriores

– Anualmente se ajusta con la mitad del crecimiento o la disminución. Solo aumenta si mejora calidad

– Tope máximo: % de referencia + 0,7%

Antecedentes

- AOM eficiente consistente con metodología de remuneración de inversiones

- Incluir condiciones particulares

- Diferenciar rubros remunerables en forma separada

- Remuneración diferente para nuevas inversiones

Objetivos

Formas de definir el AOM:

- Empresa eficiente

- Modelos de comparación:

- Análisis de índices: productividad

- Análisis de frontera:

- Frontera estocástica

- Análisis envolvente de datos

Alternativas

- Utilizar modelos de comparación entre empresas

- Considerar valores reportados: recogen particularidades

- Obtener el nivel de eficiencia para cada empresa

Propuesta

Separar gastos para pérdidas

Propuesta

0,26% Participación en ventas de las cuatro empresas con límite en porcentaje

Uso de valores de eficiencia:

• AOM = máximo (promedio, resultado eficiente)

• Definir meta a cinco años igual al resultado eficiente

• Con estos resultados definir un monto anual de AOM

Propuesta

Definir montos anuales de AOM

Propuesta

Incluir el AOM de las nuevas inversiones

Propuesta

Proponer un menú de contratos:

• Definir un valor de referencia para cada año

• Adicionar un valor por la inversión diferente a reposición

• El menú de contratos sería similar al propuesto para inversiones nuevas

Propuesta

Definir los topes y los incentivos

Propuesta

Ajuste a la propuesta

• Considerar AOM ejecutado:

𝐼𝐴𝐴𝑂𝑀𝑡 =

𝐴𝑂𝑀𝑏𝑎𝑠𝑒𝑡 − 𝐴𝑂𝑀𝑏𝑎𝑠𝑒𝑡−1 + 𝐴𝑂𝑀𝐸𝐽𝑡−1

𝐴𝑂𝑀𝐸𝐽𝑡−1 ≤ 1,03 ∗ 𝐴𝑂𝑀𝑏𝑎𝑠𝑒𝑡−1

Estudio

• Variables consideradas:

AOM demostrado SAIDI, SAIFI

Longitud redes: - Por niveles de tensión - Urbana, rural

Costos y gastos: - Personal, misceláneos - Materiales, equipos y edificios

Fisiografía Ruralidad

Salinidad Ventas por niveles

Pérdidas en nivel 1 Transformadores nivel 1

Energía nivel 1 Usuarios por niveles

Causas de fallas agrupadas en forzadas y mantenimiento

Estudio

• Propuestas:

- Frontera estocástica

- Análisis envolvente de datos

• Revisión actual:

- Aclaración de la información utilizada

- Propuesta para empresas con información incompleta

Propuesta parcial

4,0% Participación en ventas de las siete empresas no incluidas en el modelo

Unidades Constructivas

Unidades constructivas

Precisión en reconocimiento de apoyos

Repotenciación de líneas

Costos ambientales y servidumbres

Homologación UC STN y STR

Reclasificación de barrajes

Reclasificación módulos comunes

Centros de control según funcionalidades

Remuneración independiente de equipos de control

Nivel 1 – Costos de elementos con base en inventario

Pérdidas

Pérdidas

Índices de referencia

• Marco conceptual

• Evolución de los índices

• Propuesta

Planes de pérdidas

• Marco conceptual

• Mecanismo de regulación

• Propuesta

Pérdidas red eficiente

• Modelo empresa eficiente • Normas de equipos • Condiciones en contratos de concesión

Pérdidas con señales de eficiencia

• Flujos de carga red real • Módulos típicos

• Modelos econométricos Perú: 50% PT (2,85% - 2,18% 7 años) • Comparación con empresas • Parámetros propios (Chile 2%)

TÉCNICAS y NO TÉCNICAS

TÉCNICAS

• Por regiones según información histórica • Balances energéticos con mayor remuneración

como incentivo a bajar

Reconocimiento de pérdidas

ASIC, LAC Referencia de medidas al STN (PRj,n)

Comercializadores Traslado de costo de pérdidas (GyT) a usuario

Distribuidores Determinación energía útil (D)

Pérdidas STR y SDL

Nivel 4 (P4 %)

Nivel 2 (P2 %)

Nivel 1 (P1 %)

Nivel 3 (P3 %)

(PR4 %) D

(PR3 %)

(PR2 %)

(PR1 %)

𝑓 (𝑃4)

𝑓 (𝑃4, 𝑃3, 𝐸43)

𝑓 (𝑃4, 𝑃3, 𝑃2, 𝐸32, 𝐸42)

𝑓 (𝑃4, 𝑃3, 𝑃2, 𝑃1, 𝐸31, 𝐸21)

D

D

D

Pérdidas STR y SDL - referencia

𝐶𝑈𝑛 = 𝐺 + 𝑇 + 𝐷𝑛 + 𝐶𝑣 + 𝑃𝑅𝑛 + 𝑅 Resolución CREG 119 de 2007

𝑮 ∗ (𝑃𝑅𝑛 + 𝑃𝑆𝑇𝑁)

1 − (𝑃𝑅𝑛 + 𝑃𝑆𝑇𝑁)+𝑻 ∗ (𝑃𝑅𝑛)

1 − (𝑃𝑅𝑛)+𝐶𝑃𝑅𝑂𝐺

𝑉

Pérdidas STR y SDL - traslado usuarios

𝐶𝑈𝑛 = 𝐺 + 𝑇 + 𝐷𝑛 + 𝐶𝑣 + 𝑃𝑅𝑛 + 𝑅 Resolución CREG 119 de 2007

Pérdidas STR y SDL – energía útil

𝐷1 = 𝐶𝐷4 + 𝐶𝐷3 + 𝐶𝐷2 + 𝐶𝐷1

𝐶𝐷𝑛 =𝐼𝑛𝑣 + 𝐴𝑂𝑀

𝐸𝑒 − 𝑷𝑛

8,00%

9,00%

10,00%

11,00%

12,00%

13,00%

14,00%

15,00%

16,00%

17,00%

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

20

11

20

12

20

13

Pérdidas totales 2002 - 2013

Prom ponderado

Pérdidas STR y SDL - evolución

P4 1,5 %

P2 2,0 %

P1 10 % - 6 %

P3 1,5 %

099 /97

1,35 % - 073

1,53 %

6,47 % .

1,47 % - 1,35%

082 /02

5,05 %…

… 4,35 % .

…… ……

…………6,47 % - 10,34% 4,35 % - 6,78%

0,99 %

0,5 %

7,30 %

0,50 %

097 /08

3,60 %…

… 11,00 %

…… ……

… … ……

0,91 %

3,60 %… … … … …


0,05 %

0,5 %

7,5 %

0,50 %

Nueva

3,60 %…

… 10,50 %

…… ……

… … ……

3,11 %

3,60 %… … … … …

… … … … …

Pérdidas STR y SDL - propuesta

Pérdidas STR - propuesta

0,0%

0,5%

1,0%

1,5%

2,0%

2,5%

3,0%

3,5%

OR

1

OR

2

OR

3

OR

4

OR

5

OR

6

OR

7

OR

8

OR

9

OR

10

OR

11

OR

12

OR

13

OR

14

OR

15

OR

16

OR

17

OR

18

OR

19

OR

20

OR

21

OR

22

OR

23

OR

24

OR

25

OR

26

OR

27

OR

28

Índice de pérdidas STR por OR

Por OR - 2013 Por STR - CREG 097

Pérdidas SDL - propuesta

0,0%

0,5%

1,0%

1,5%

2,0%

2,5%

3,0%

3,5%

4,0%TO

LIM

A

PU

TUM

AYO

RU

ITO

QU

E

EMSA

GU

AV

IAR

E

CA

RIB

E

CH

EC

CO

DEN

SA

CED

ENA

R

EEC

EPSA

EDEQ

HU

ILA

TULU

A

ENER

CA

ESSA

EMC

ALI

EMEV

ASI

EBSA

EPM

CEN

S

CEO

CA

QU

ETA

EMEE

BA

JO…

ENEL

AR

DIS

PA

C

EEP

CA

RTA

GO

% de Pérdidas de niveles 2 y 3 por OR

Nivel 2 - Pj,2

Nivel 3 - Pj,3

Pérdidas no técnicas reconocidas de referencia


0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

8%

0 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000 35.000 40.000 45.000

% PNT

Red rural nivel 2 (kms)

PNT Vs. kms de red rural

𝑷𝑵𝑻𝑗,1,𝑚 = 2,93 + 𝑳𝑹𝑗 ∗ 9,61 ∗ 10−5


PT - Circular CREG 052 de 2010

En resumen… STN sin auxiliares

Nivel 4 Niveles 3 y 2 Nivel 1

Definir índices por OR Recalcular índices superiores a desv. est. más valor medio

índice a partir de técnicas calculadas y no técnicas de referencia al final del período

Pérdidas STN, STR, SDL - Propuesta

Decreto MME 387 de 2007

(modificado por MME 4977/07 y 1937/2013)

• Incentivos para que los OR implementen planes de

reducción de pérdidas No Técnicas, (OR ejecuta, usuarios SDL,

STR y STN pagan costo eficiente).

• Al usuario final sólo se le debe trasladar el nivel de

pérdidas de eficiencia

• Distribución de pérdidas totales entre todos los comercializadores de un mercado a prorrata de las ventas

Planes de pérdidas

OR

Planes de pérdidas

Financiación del Plan Pago de pérdidas del mercado de comercialización

Compra y transporte (G+T) de pérdidas no reconocidas en el mercado de comercialización

Comercializador usuarios SDL y STR

Responde a Prorrata de sus

ventas

Responde a prorrata de sus

ventas

Responsable pérdidas por encima

de la senda

Operador de Red

Comercializador usuarios

STN

Costo del Plan de reducción de pérdidas del mercado de comercialización

Usuarios SDL y STR

Usuarios STN



STN

Operador de Red

Paga Paga

Recaudan y trasladan al OR


Propone y ejecuta el Plan

Planes de pérdidas

t=5

Niv

el d

e p

érd

idas

en

fu

nci

ón

de

la in

vers

ión

Po

…

Inv1

Invn

Inv2

…

Inv1

Invn

Inv2

…

Inv1

Invn

Inv2

Pfm,2

Pf1,2

…

PfN,5

…

Inv1

Invn

Inv2

…Inv1

Invn

…

Inv1

Invn

Inv2

…

Invn

Inv2

……...

…

Inv1

Invn

Inv2

…

Inv1

Invn

Inv2

Pf1,5

Pf2,5

Pf3,5

Pf10,5

Pf30,5……

…

Inv1

……

Invn

Inv2

Pf1,1

Pfn,1

PfOR,5

Estimador de pérdidas RED NEURONAL

Po

Pfn,t

Maximización de beneficios con un flujo de caja dinámico

CPCE se estima a partir de las inversiones de la ruta de mínimo costo seleccionada

NO

Pérdidas Nivel 1

Real > Reconocido

Estudio de pérdidasPresenta índice Pj,1 para

aprobar

Plan de reducción de pérdidas

Presenta metas y valor plan

para aprobar

SI

OR1 - P1,1

OR2 - P2,1

…ORn - Pn,1

Pref,1

% pérdidas

tt0 t1 t2 t3 t4 t5 tn

P0

Senda de pérdidas

Pf

P1

P2

P3

P4

INFORMACIÓN DEL OR

Po = Pérdidas inicialesPf = Pérdidas finalesPi = Pérdidas durante la ejecución del plan

CPOR = Costo del plan del OR [$/kWh]

Costos desagregados por actividades:• Inversiones: (uso y No uso)

• Gastos

Planes de pérdidas

Decreto 1937 / 13

Elimina distribución de energía perdida por encima de la senda

Aplaza financiación de planes

Financiación del Plan Pago de pérdidas del mercado de comercialización

Compra y transporte (G+T) de pérdidas no reconocidas en el mercado de comercialización


Responde a Prorrata de sus

ventas

Responde a prorrata de sus

ventas

Responsable pérdidas por encima

de la senda

Operador de Red


STN

Costo del Plan de reducción de pérdidas del mercado de comercialización

UsuariosSDL y STR

UsuariosSTN



STN

Operador de Red

Paga Paga



Propone y ejecuta el Plan

Planes de pérdidas

Reducción de pérdidas

• Cálculo de costo eficiente (reentrenamiento red neuronal

• Determinación de AOM pérdidas • Remuneración de Inversión en pérdidas • Seguimiento semestral • Devolución de valores en caso de incumplimiento • Verificación de inversiones en pérdidas

Mantenimiento de pérdidas • Cálculo de costo eficiente • Remuneración de AOM pérdidas presentado Vs. Ef. • No modificar índices vigentes de nivel 1

Planes de pérdidas - propuesta

Respaldo de la red

Art. 4 Res. 084 / 96

Respaldo autogeneradores Contrato con el comercializador

Art. 9 Res 082 / 02

Cargos de Red Tarifa por unidad de potencia > 0,5 MVA Red

Art. 14 Res 097 / 08

Cargos de Red Red + transformador Demanda máxima 6 meses

~

Respaldo

El respaldo requiere de la reserva de capacidad efectiva en todos los niveles

STN

STR STR

CSTN

CSTN + CSTR

SDL SDL SDL SDL SDL SDL

Respaldo

CRES = (T + Dn) * período (min 1 año) * consumopr

CSTN +CSTR + CSDL

• CRES se resta de anualidad del OR • Costo conexión profunda - conexión - solicitante

Respaldo

Migración de usuarios a niveles de tensión superiores

Art. 13 Res 097 / 08

• Justificación técnica • Autorización OR

La negación de la autorización deberá estar técnicamente justificada.

~

D4

D1

D2

• Diferencias entre niveles de tensión (D y pérdidas)

• Motivación disminuye con el ADD, disminuye con el

Ingreso regulado, contribución de industriales

MUNTS

Usuario

STN

STR STR CSTN + CSTR

SDL SDL SDL SDL CSTN +CSTR + CSDL

CMUNT2-4 = (D2 – D4) * 5 años * consumopr2

SDL

CMUNT2-4 va a OR y se resta de anualidad

STN

STR

CSTN

Munts

Energía reactiva

Res. 024 y 025 / 95

Producción es servicio asociado a la generación remunerado en G

Res. 009/96, 099/97, 108/97, 082/02

Cobro cuando se excede fp=0,9 (energía reactiva superior al 50% de la activa)

Res. 047/04, 097/08

Cobro de transporte cuando se excede fp = 0,9 inductivo Solo cargo de D

Energía reactiva

Frontera 1: OR1-OR4 (0); Frontera 2: OR1-OR19 (166); Frontera 3: OR3-OR4 (0); Frontera 4: OR3-OR10 (6929); Frontera 5: OR3-OR11 (4758); Frontera 6: OR3-OR16 (4996); Frontera 7: OR4-OR12 (0); Frontera 8: OR4-OR14 (0); Frontera 9: OR5-OR7 (3866); Frontera 10: OR5-OR10 (753); Frontera 11: OR5-OR17 (31288); Frontera 12: OR5-OR18 (4); Frontera 13: OR6-OR7 (7712); Frontera 14: OR6-OR15 (39); Frontera 15: OR7-OR13 (0); Frontera 16: OR9-OR10 (128); Frontera 17: OR9-OR20 (851); Frontera 18: OR11-OR21 (0);

0 50 100 150 200

OR1-OR4

OR1-OR19

OR3-OR4

OR3-OR10

OR3-OR11

OR3-OR16

OR4-OR12

OR4-OR14

OR5-OR7

OR5-OR10

OR5-OR17

OR5-OR18

OR6-OR7

OR6-OR15

OR7-OR13

OR9-OR10

OR9-OR20

OR11-OR21

Agregado DeltaQ [GVAr]

Dir 1-2

Dir 2-1

0 5 10 15 20 25

OR1-OR4

OR1-OR19

OR3-OR4

OR3-OR10

OR3-OR11

OR3-OR16

OR4-OR12

OR4-OR14

OR5-OR7

OR5-OR10

OR5-OR17

OR5-OR18

OR6-OR7

OR6-OR15

OR7-OR13

OR9-OR10

OR9-OR20

OR11-OR21

Cantidad de CER [miles]

Dir 1-2

Dir 2-1

Fuente: Estudio UTP

Energía reactiva – estudio UTP

1. Cobro de reactivos entre agentes con balance de fronteras comerciales por nivel.

2. Costo del transporte de energía reactiva en exceso que desincentive su transporte (valoración de solución * factor)

3. Costos de transporte de energía reactiva a inyección de reactivos a la red por parte de usuarios distintos a generadores (cogeneradores y otros)

Energía reactiva

Cargos por uso

𝐶𝐷𝑛= 𝐼𝑁𝐺𝑅𝐸𝑆𝑂 𝑀𝐸𝑁𝑆𝑈𝐴𝐿

𝑃𝑟𝑜𝑚𝑒𝑑𝑖𝑜 𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 Ú𝑡𝑖𝑙(12 𝑚)

𝐷𝑛 = 𝐶𝐷𝐴+𝐶𝐷𝑀 +𝐶𝐷𝐵

𝐷𝑃𝑗,𝑀 = 𝐶𝐼𝐶𝑗+𝐶𝐿𝑂𝐶𝑀

𝐶𝐷𝑛= 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖ó𝑛+𝐴𝑂𝑀

𝐸𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 Ú𝑡𝑖𝑙

𝐶𝑈𝑛 = 𝐺 + 𝑇 + 𝐷𝑡𝑈𝑁𝑎𝑑𝑑 + 𝐶𝑣 + 𝑃𝑅𝑛 + 𝑅

𝐷𝑛 = 𝐶𝐷𝐴+𝐶𝐷𝑀 +𝐶𝐷𝐵 ± DDt

𝐷𝑛 = 𝐶𝐷𝐴+𝐶𝐷𝑀 +𝐶𝐷𝐵 ± DDt

…

…

𝐷𝑡𝑈𝑁𝑎𝑑𝑑

𝐷𝑛 = 𝐶𝐷𝐴+𝐶𝐷𝑀 +𝐶𝐷𝐵

…

…

𝐷𝑡𝑈𝑁𝑎𝑑𝑑

𝐶𝑈𝑛 = 𝐺 + 𝑇 + 𝐷𝑡𝑈𝑁𝑎𝑑𝑑 + 𝐷𝑃𝑗,𝑀 + 𝐶𝑣 + 𝑃𝑅𝑛 + 𝑅

Cargos por uso

GRACIAS

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