ASPECTOS REGULATORIOS PÉRDIDAS DE ENERGIA EN DISTRIBUCION Bogotá, noviembre 15 de 2002.

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1 ASPECTOS REGULATORIOS PÉRDIDAS DE ENERGIA EN DISTRIBUCION Bogotá, noviembre 15 de 2002

2 2 Contenido Introducción Estado Actual Costo de las Pérdidas Objetivos Regulatorios Estudio – CERI Señales Regulatorias: Tarifas Propuesta Final

3 3 INTRODUCCION En el nuevo período regulatorio, se modificarán las señales definidas en la Resolución CREG - 099 de 1997: nivel de pérdidas reconocido en los cargos por uso de la red de distribución.

4 4 INTRODUCCION Pérdidas reconocidas: Distribución (acumuladas en cada nivel) Nivel I:2002: 11.0% (15% -1998) Nivel lI:Todo el período: 5.0% Nivel III:Todo el período: 3.0% Nivel IV:Todo el período: 1.5%

5 5 INTRODUCCION Pérdidas reconocidas: Distribución: No se especifica entre pérdidas técnicas y no técnicas. No discriminación entre eficientes o no eficientes.

6 6 Estado Actual Nivel de pérdidas promedio Sistema de 22% (Dem. Comercial) Nivel de pérdidas promedio Sistema de 22% (Dem. Comercial) Evolución del Indice de pérdidas promedio Nacional Reportado Evolución del Indice de pérdidas promedio Nacional Reportado En promedio ponderado: comportamiento variable En promedio ponderado: comportamiento variable Información no Consistente Información no Consistente

7 7 Estado Actual (Continuación) Clara mejora en gestión privada Gestión acorde con las señales:

8 8 Estado Actual (Continuación) Razones del no mejoramiento en los niveles de pérdidas: Carencia de una gestión integrada tendiente a reducir el nivel de pérdidas. Deterioro de la situación económica: incremento de subnormales, robos de energía y zonas de orden público. Disminución de recursos disponibles, en especial en las empresas estatales, para invertir en planes que permitan disminuir las pérdidas. Diferencias de mercado: empresas como Codensa, EPM, Tulúa y Popayán atienden zonas mayoritariamente urbanas, lo que les permite un mayor control de las pérdidas. Falta de apoyo de algunas entidades gubernamentales en la gestión de pérdidas que debe realizar la empresa. Diferencias culturales que en algunas zonas que limitan los resultados en la reducción de las pérdidas (no pago, no cobro coactivo efectivo).

9 9 Estado Actual (Continuación) Pérdidas NT: Compartidas D y C Las composición de las pérdidas no-técnicas pueden clasificarse: Fuente: Informe del Consultor

10 10 Costo de Pérdidas Los costos asumidos (2001) para todos los agentes de la cadena son :

11 11 Efectos de las Pérdidas ineficientes Para el Distribuidor, implica un menor ingreso para remunerar el nivel de inversión, es decir, menor rentabilidad. Para el OR, impacto en costo de oportunidad por no facturar el cargo de distribución por la energía perdida.

12 12 Objetivos Regulatorios 1.Reconocer que en la estructura de costos existe un nivel de pérdidas óptimo, teniendo en cuenta las características de la red existente. 2.Reconocer la existencia de diferencias de pérdidas por efectos topológicos y de carga entre redes urbanas y rurales. 3.Reconocer que en la estructura de costos existe un nivel de pérdidas No Técnicas económicamente no gestionables. 4.No trasladar al usuario los costos asociados con las ineficiencias de las empresas. 5.Establecer una senda temporal sobre el nivel de pérdidas, que permita dar señales de suficiencia y eficiencia a las empresas. Con base en esta senda, éstas pueden definir la estrategia para maximizar su rentabilidad. 6.Asignar responsabilidades tanto al Distribuidor como al comercializador sobre la gestión y el control de las pérdidas.

13 13 Propuesta Estudio CERI La CREG contrató un estudio: Establecer el nivel de pérdidas óptimo a reconocer de acuerdo con el Sistema Eléctrico Colombiano El estudio propuso: Modificar el período de revisión, pasar de 5 a 3 años. Implementar nuevos estandares en el sistema de distribución, redefiniendo el sistema a un nivel de 25 kV en el LP. Senda para disminuir las pérdidas actuales al nivel de pérdidas óptimas. Asignar responsabilidad de las pérdidas no-técnicas entre distribuidor y comercializador. Obligatoriedad de mejorar los estándares de medida. Diferenciar las pérdidas técnicas y no-técnicas. Diferenciar pérdidas en el sector rural y urbano. Unir niveles 3 y 4

14 14 Señales regulatorias: Tarifas Calcular pérdidas técnicas óptimas de conformidad con la actual estructura eléctrica, es decir 13.8 kV. Definir claramente las responsabilidades de los agentes (D y C) sobre las pérdidas técnicas y no técnicas. Estructura del mercado: Separación del sector rural y urbano. Establecer la medida entre la distribución y la comercialización Establecer claramente la diferenciación entre pérdidas técnicas y no-técnicas, senda de eficiencia. Remuneración y Viabilidad de acuerdo a Gestión Continuidad a las señales regulatorias. Auditorías Información

15 15 Metodología TECNICAS Niveles de pérdidas técnicas eficientes a partir de las características típicas, por nivel de tensión para zonas urbanas y rurales. Niveles de Tensión 3 y 4 se adopta el nivel promedio y no hay separación urbano y rural ( Nivel 4: 0,73% y Nivel 3: 2,08%). Niveles de Tensión 1 y 2 las pérdidas se separan entre urbanas y rurales. El criterio es la distribución de población en zonas urbanas y rurales atendida por las empresas. Senda de reducción de pérdidas técnicas en 5 años para todos los niveles. Fuente: Calculos del Consultor

16 16 Metodología (continuación) Pérdidas No Técnicas: Senda: Existencia de condiciones socioculturales y económicas del país que hacen compleja la reducción inmediata de las pérdidas no técnicas totales. Solo se reconocerán en el nivel de tensión 1. Serán compartidas con el usuario. Al distribuidor se le reconocerá el 50% de las pérdidas atribuidas a conexiones ilegales y el 25% del fraude. Se considera un proceso de disminución gradual en 20 años en pérdidas No Técnicas.

17 17 Metodología (cont) Pérdidas Técnicas a reconocer Punto de partida: Niveles de tensión 3 y 4, las reconocidas regulatoriamente. Niveles de tensión 1 y 2: A partir de las pérdidas reconocidas regulatoriamente, se determinaron las equivalentes para los sectores urbano y rural estimando un ponderador a partir de la relación existente entre las pérdidas eficientes rurales y urbanas.

18 18 Metodología (cont) Pérdidas Técnicas a reconocer

19 19 Metodología (cont) Pérdidas Técnicas a reconocer Urbano

20 20 Metodología (cont) Pérdidas Técnicas a reconocer Rural

21 21 Metodología (cont) Pérdidas No Técnicas a reconocer

22 22 Metodología (cont) Calculos del Porcentaje de Perdidas Totales al Distribuidor PTDi 1t = (% PDu j )*(%PRUD 1t ) + ( %PRu j )*(%PRRD 1t ) + %PRNTD 1t

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