Comisión de Regulación de Energía y Gasapolo.creg.gov.co/Publicac.nsf/0/925c4f40c27f9fca0525785a007a6fe8/$FILE... · permita soportar las conclusiones y recomendaciones presentadas

Comisión de Regulación de Energía y Gas

CONSULTORÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN LOS MERCADOS DE COMERCIALIZACIÓN

PRESENTES EN EL SIN Y DEFINICIÓN DE CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN DE PLANES DE REDUCCIÓN Y/O MANTENIMIENTO

DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA

CONTRATACIÓN CDP-152-07

Informe General

Revisión 1

DOCUMENTO IEB-469-07-06

v-bIngeniería Especializada

Itagüí, M a rzo de 2 0 0 8

Cr. 42 No. 72-11, of. 205 Itagüí - Colombia PBX: (57-4) 373 67 77 Fax: (57-4) 372 32 71

http://www.ieb.com .co e-mail: ieb@ ieb.com .co

http://www.ieb.com.co

mailto:[email protected]

CREG_________________________________________________________________________________________________ IEB S.A.C O N SULTO R ÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN Y DEFINICIÓN DE CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN DE PLANES DE REDUCCIÓN Y/O M ANTENIM IENTO DE PÉRDIDAS Página i de ¡i

CONTROL DE DISTRIBUCIÓN

Copias de este documento han sido entregadas a:

Nombre Dependencia Empresa Copias

Hernán Molina Dirección Ejecutiva Comisión de Regulación de Energía y Gas 1

WServidor IEB S.A. 1

Las observaciones que resulten de su revisión y aplicación deben ser informadas a IEB S.A.

CONTROL DE REVISIONES

Revisión No. Aspecto revisado Fecha

0 Emisión inicial 2007/07/05

1 Comentarios CREG 2008/02/04

CONTROL DE RESPONSABLES

NÚMERO DE REVISIÓN 0 1 2

Elaboración

Nombre MMC MMC

Firma

Fecha 2007/24/12 2008/02/04

Revisión

Nombre JABD JABD

Firma

Fecha 2007/27/12 2008/02/04

Aprobación

Nombre

Firma CREG CREG

Fecha 2007/27/12 2008/02/04

MMC Monica Maria Cardona

JABD Jaime Alberto Blandón Diaz

CREG Comisión de Regulación de Energía y Gas

Arch ivo : A rch ivo : ~7355119

CREG_________________________________________________________________________________________________ IEB S.A.C O N SULTO R ÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN Y DEFINICIÓN DE CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN DE PLANES DE REDUCCIÓN Y/O M ANTENIM IENTO DE PÉRDIDAS____________________ Página ¡i de ¡i

TABLA DE CONTENIDO

1. REVISIÓN DE EXPERIENCIAS NACIONALES E INTERNACIONALES..................................2

2. CÁLCULO DE PÉRDIDAS POR NIVEL DE TENSIÓN................................................................5

3. PERDIDAS TÉCNICAS EFICIENTES.........................................................................................12

4. CÁLCULO DE LOS ÍNDICES DE PÉRDIDAS TOTALES.........................................................12

5. PÉRDIDAS RECONOCIDAS Y FACTORES PARA REFERIR AL S IN .................................. 16

6. EVALUACIÓN DE PROYECTOS DE REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS....................................... 19

6.1 Evaluación Ec o n ó m ic a .......................................................................................................................... 196.2 Co sto s del p r o y e c t o ............................................................................................................................ 206.3 Ben efic io por reducció n de pérdidas técnica s y no t é c n ic a s ............................................ 206.4 G uías para la elaboración y presentació n de los p la n e s ................................................... 206.5 Evaluación de los p l a n e s ....................................................................................................................226.6 S eg uim iento al cu m plim ien to de los p l a n e s .................................................................................24

LISTA DE TABLAS

Tabla 1. Comparación de la Experiencia Internacional...................................................................................... 4Tabla 2. Resumen de Pérdidas Técnicas por Grupo de Calidad y por Empresa para N 1 ..................... 6Tabla 3. Pérdidas técnicas por empresa Nivel 2 .................................................................................................. 7Tabla 4. Pérdidas Técnicas por empresas para el nivel de tensión 3 ........................................................... 8Tabla 5. Pérdidas en el nivel de tensión 4 ...............................................................................................................9Tabla 5. Entradas de energía el nivel de tensión 4 [kW] para un a ñ o ........................................................10Tabla 6. Resumen pérdidas por nivel de tensión................................................................................................ 11Tabla 6. Resumen Pérdidas Eficientes.................................................................................................................. 12Tabla 7. Variables del índice de Pérdidas por O R ..............................................................................................14Tabla 8. Indicadores finales por O R ........................................................................................................................ 16Tabla 9. Lista de chequeo para revisión de planes de reducción de pérdidas.........................................22


CREG IEB S.A.CONSULTORÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN Y DEFINICIÓN DE CRITERIOS PARALA EVALUACIÓN DE PLANES DE REDUCCIÓN Y/O MANTENIMIENTO DE PÉRDIDAS_________________Página 1 de 24

INTRODUCCIÓN

Ingeniería Especializada S.A (IEB S.A.) es una firma de ingenieros consultores, con sede en Colombia, que presta servicios en el sector eléctrico e industrial, proporcionando asesoría y diseño de soluciones óptimas a los proyectos que adelantan sus clientes.

El equipo de trabajo para este contrato está compuesto por:

• Jaime Alberto Blandón Díaz (Director del proyecto)

• Mónica María Cardona Londoño

• José Diego Ocampo Cadavid

• Cesar Julián Sánchez Orozco

• Gustavo López Álvarez

• 5 ingenieros auxiliares de IEB S.A.

• 2 auxiliares de ingeniería de IEB S.A.

El objetivo general de este estudio es establecer una metodología para determinar los índices de pérdidas de energía eléctrica en cada mercado de comercialización, establecer los lineamientos generales de elaboración de los planes de reducción y/o mantenimiento de pérdidas de energía de los STR y SDL en cada mercado de comercialización y diseñar los procedimientos a utilizar, para garantizar su cumplimiento, dentro de una metodología de incentivos para que las empresas se comprometan con un plan efectivo, serio y dedicado a reducir y/o mantener las pérdidas de energía dentro de límites aceptables.

El alcance de este informe comprende el cálculo de pérdidas técnicas y no técnicas en los niveles de tensión 1, 2 y 3 de los Operadores de Red - OR del país, la estimación de las pérdidas eficientes en cada mercado de comercialización y la elaboración de una metodología para implementar el plan de reducción de pérdidas conforme a lo establecido en el decreto 387 de 2007.

Se sustentan todos los análisis, utilizando la mejor información disponible y con la filosofía de que pueda ser validada y mejorada en el tiempo, y que a su vez permita soportar las conclusiones y recomendaciones presentadas en el estudio.

Las fórmulas tarifarias, de conformidad con el Artículo 126 de la Ley 142 de 1994, tienen una vigencia ordinaria mínima de cinco años, razón por la cual es necesario evaluar los actuales niveles de pérdidas y determinar con mayor precisión los niveles que deben ser establecidos para los próximos periodos tarifarios.

Por otra parte, el Artículo 45 de la Ley 143 de 1994 establece que los costos de distribución de energía eléctrica deben tener en cuenta niveles de pérdidas de energía y potencia característicos de empresas eficientes comparables.

El Decreto 387 de 2007 introduce políticas para el tratamiento de las pérdidas de energía Técnicas y No Técnicas, entre las cuales se pueden mencionar, la

A rch ivo : -7355119

CREG IEB S.A.CONSULTORÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN Y DEFINICIÓN DE CRITERIOS PARALA EVALUACIÓN DE PLANES DE REDUCCIÓN Y/O MANTENIMIENTO DE PÉRDIDAS_________________ Página 2 de 24

definición de una senda de pérdidas, la implantación de planes de reducción de pérdidas, la asignación de pérdidas entre comercializadores minoristas, la definición de incentivos para la reducción de pérdidas y el reconocimiento de los costos de los planes de reducción de pérdidas, entre otros.

1. REVISIÓN DE EXPERIENCIAS NACIONALES E INTERNACIONALES

NACIONALES

La mayoría de empresas en Colombia que ha desarrollado planes de reducción de pérdidas, ha comenzado por estudios que determinen las causas de las pérdidas de energía eléctrica; luego de conocerlas, ha desarrollado planes y programas en pro de la reducción de estas, y finalmente, ha mplementado planes de sostenimiento de metas.

Las actividades realizadas para la reducción de pérdidas tanto de carácter técnico como no técnico, reúne acciones técnicas, administrativas, sociales y comerciales.

Las principales acciones tomadas por las empresas nacionales son las siguientes:

• Implementación en las empresas de sistemas integrados de información, donde se disponga de la ubicación y dirección de todos los clientes

• Implementación de programas de financiación para legalización de instalaciones, incluyendo la instalación de medidores de energía en instalaciones que no lo poseen

• Legalización de instalaciones conectadas ilegalmente

• Levantamiento topológico de la red y vinculación de clientes con transformadores y circuitos primarios y secundarios

• Instalación de macromedidores y su vinculación con circuitos secundarios y clientes

• Soluciones para la economía informal no legalizada, como ventorrillos

• Energía prepago

• Modificación de circuitos

• Cambio de redes secundarias en mal estado

• Instalación de cajas portaborneras para derivación de acometidas

• Instalación de caja hermética para medidor y cable antifraude para acometidas

• Sellado de tapas de cajas de distribución

• Definición de monto de sanciones por uso fraudulento de energía

• Denuncio legal a los causantes de defraudación de fluidos


CREG IEB S.A.CONSULTORÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN Y DEFINICIÓN DE CRITERIOS PARALA EVALUACIÓN DE PLANES DE REDUCCIÓN Y/O MANTENIMIENTO DE PÉRDIDAS_________________ Página 3 de 24

• Formalización del consumo de alumbrado público. Levantamiento y actualización de luminarias

• Soluciones para festividades y eventos especiales.

• Publicidad

• Charlas informativas dirigidas a la comunidad sobre el uso de la energía y consecuencias del fraude

En general los planes de reducción de pérdidas han sido exitosos. Los detalles de estos se presentan en el tomo 2 del estudio.

La información que sirvió de base para la experiencia nacional corresponde a las memorias y presentaciones por parte de las empresas. EPM, CHEC, CODENSA; DISPAC; ELECTROCOSTA, EPSA, ESSA y del representante de las empresas estatales, al consultor y a la CREG. Adicionalmente a esto, fue de utilidad la información reportada por todas las empresas en la Circular CREG 055 de 2007 “Reporte de Información - Pérdidas de Energía”.

INTERNACIONALES

En relación con el cálculo y reconocimiento de las pérdidas de energía eléctrica, se investigó en fuentes de información de los organismos de legislación y regulación internaciones, para determinar cuál ha sido su adelanto en el manejo de las pérdidas, que pueda ser aplicado al caso colombiano.

Se seleccionaron los países que presentan mayor aplicabilidad para Colombia sobre el tema y se procedió a establecer su experiencia a partir del análisis de la documentación disponible y a partir de consultas elaboradas por el consultor.

De los diferentes países analizados, se determinó que no existe en ninguno de ellos un pago por parte del gobierno, o los usuarios, a los distribuidores, por la reducción de las pérdidas o por una mejora en su gestión, siendo Colombia pionera en este tipo de incentivos, donde el estado, a través de instrumentos como los subsidios cruzados entre la población, y el impulso de nuevas tecnologías como los medidores prepago, así como a través de la misma regulación, propende por incentivar la reducción de pérdidas de los distribuidores, a través de políticas de financiación de planes de reducción de pérdidas.

La Tabla 1 presenta una comparación de los diferentes aspectos analizados de las empresas en el tema de pérdidas. En el tomo 1 de este estudio se presenta la experiencia de cada país seleccionado.


CREG IEB S.A.CONSULTORÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN Y DEFINICIÓN DE CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN DE PLANES DE REDUCCIÓN Y/OMANTENIMIENTO DE PÉRDIDAS_________________________________________________________________________________________________________________________ Página 4 de 24

Tabla 1. Comparación de la Experiencia Internacional

País Datos añoNo.

EmpresasTipo de Empresas No. Clientes

Mercado distribuidores

GWh

Método

Cobro

Pérdidas

Nivel Pérdidas

ReconocidasPérdidas Reales

PANAMÁ 2006 3 Privadas 697.030 4,885,35 Tarifa Diferente por em presa Diferente por em presa

VENEZUELA 2006 11 Privadas y Públicas 6.507.364 120.688,00 27.8%

ECUADOR 2006 20 Concesión 3.156.719 9.974,85 Tarifa 2% 23.39%

ARGENTINA 2005 3 Privadas 12.394.536 87.832,27 Tarifa 8% - 10% 13.66%

PERU 2006 22 Privadas y Públicas 4.165.191 14.069,00 0% 8.4%

BRASIL 2006 64 Privadas y Públicas 50.378.479 349.097,00 Tarifa Según sector 17.1%

BOLIVIA 2006 7 Privadas y Cooperativas 1.092.493 3.715,44

CHILE 2006 34 Privadas 4.713.316 27.890,50 Tarifa Según zona 8.3%

REINO UNIDO 2006 14 Privadas 25.000.000 (*) 321.502 Tarifa 5% 4.9%

ESPAÑA 2005 326 26.851.137 247.213,13

AUSTRALIA 2005 13 Privadas y Públicas 8.637.143 136.499 TarifaDiferente por em presa y

tecnología aplicada.

SUDAFRICA 2005

Eskom y

em presas

m unicipales

Públicas 76.332.066 214.562 Tarifa 8,2%

(*) Fuente: Energy Watch (http://www.energywatch.org.uk)

A rc h iv o : ~7355119

http://www.energywatch.org.uk

CREG IEB S.A.CONSULTORÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA Y DEFINICIÓN DE CRITERIOS PARA LAEVALUACIÓN DE PLANES DE REDUCCIÓN Y/O MANTENIMIENTO DE PÉRDIDAS_____________________Página 5 de 24

2. CÁLCULO DE PÉRDIDAS POR NIVEL DE TENSIÓN

PÉRDIDAS EN NIVEL DE TENSIÓN 1

Para el cálculo de las pérdidas técnicas del nivel de tensión 1 se utilizó un circuito representativo y la simulación de las cargas de estos circuitos a través de un método Montecarlo para cada grupo de calidad.

Después de aplicar la metodología descrita en el tomo 3 del informe del estudio,los circuitos representativos por empresa y grupo de calidad se modelaron en elsoftware DigSILENT PowerFactory, simulando un periodo de carga de 6 meses para estimar las pérdidas técnicas de la red respecto a la entrada de energía a cada circuito.

Las pérdidas por grupo de calidad dentro de cada empresa se ponderaron de acuerdo con la suma de capacidad instalada en cada uno de los grupos de este nivel de tensión. La Tabla 2 presenta las pérdidas técnicas por grupo de calidad para cada una de las empresas.

A rch ivo : A rch ivo : ~7355119

CREG______________________________________________________________________________________________________________________________________________________ EB S.A.C O NSULTO R ÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA Y DEFINICIÓN DE CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN DE PLANES DE REDUCCIÓN Y/O M ANTENIM IENTO DE PÉRDIDAS Página 6 de 24

Tabla 2. Resumen de Pérdidas Técnicas por Grupo de Calidad y por Empresa para N1

EMPRESA

G1 G2 G3 G4Promedio

Ponderado%

PérdidasResolución

CREG082/2002

%

Pérdidas en la Red

%

Pérdidas en la Red

%

Pérdidas en la Red

%

Pérdidas en la Red

%

Empresa De Energía De Arauca E.S.P NA 2.80% 2.35% 2.60% 2.62% 5.3389%Empresa De Energía De Boyaca S.A. E.S.P. 3.31% 4.54% 4.68% 2.87% 4.07% 5.1912%Empresas Municipales De Cartage S.A. E.S.P. 4.24% NA NA 4.41% 4.26% 4.7339%Centrales Eléctricas Del Cauca S.A. E.S.P. CEDELCA 5.42% 5.27% 2.57% NA 3.67% 5.6190%Centrales Eléctricas De Narino S.A. E.S.P. CEDENAR 3.11% 6.15% 4.69% 4.71% 3.86% 4.9209%Centrales Eléctricas Del Norte De Santander S.A. E.S.P. (CENS) 4.07% 3.78% 4.00% 5.31% 4.23% 4.7278%

Central Hidroeléctrica De Caldas S.A. E.S.P. (CHEC) 5.20% 4.80% 3.86% 2.91% 4.46% 5.3453%Codensa S.A. E.S.P. 3.71% 6.15% 4.03% 3.41% 3.76%Electrificadora De La Costa Atlántica S.A. E.S.P. 4.67% 2.97% 4.40% 4.59% 4.51% 5.1061%Electrificadora Del Caribe S.A. E.S.P. 2.99% 5.45% 4.98% 5.78% 3.79% 4.7136%Empresa De Energía De Cundinamarca S.A. E.S.P 1.81% 3.72% 5.87% 4.76% 4.04% 5.3951%Empresas Municipales De Cali (EMCALI) 2.82% 2.25% 4.10% 3.39% 2.81% 4.5073%Empresas Publicas De Medellin E.S.P. (EEPPM) 2.67% 1.84% 4.97% 3.48% 2.85% 4.6263%Empresa De Energía Del Pacifico S.A. E.S.P (EPSA) 3.90% 4.33% 5.82% 5.18% 4.83% 5.5694%Energía Telecomunicaciones Aseo Y Acueducto Etaservicios S.A. E.S.P. 3.46% NA 3.26% 3.80% 2.92% 5.5573%

Electrificadora Del Hulla S.A. E.S.P. 4.61% 4.71% 4.85% 4.87% 4.25% 5.1458%Electrificadora Del Meta S.A. E.S.P. 3.46% NA 4.53% 2.67% 3.60% 4.5869%Empresa De Energía De Pereira S.A. E.S.P. 3.14% NA NA 5.34% 3.56% 4.9646%Empresa Municipales De Energía Eléctrica S.A. E.S.P. NA NA 2.75% 6.38% 3.74% 5.3930%Empresa De Energía Del Putumayo S.A E.S.P. NA NA 3.39% 2.58% 3.24% 4.7329%Empresa De Energía Del Quindio S.A. E.S.P. 2.90% 3.77% 3.84% 2.78% 3.20% 5.1476%Electrificadora De Santander S.A. 4.82% 2.61% 4.70% 4.33% 4.66% 5.0865%Empresa De Energía Del Valle De Sibundoy S.A. E.S.P. NA NA 3.12% 4.98% 3.57% 5.5249%Compañía Energética Del Tolima S.A. E.S.P. 4.49% 2.19% 3.92% 3.70% 3.58% 5.0812%Compañía De Electricidad De Tulua S.A. 4.114% NA 4.231% 3.357% 4.03% 4.9568%

A rc h iv o : A rc h iv o : ~7355119

CREG IEB S.A.CONSULTORÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA Y DEFINICIÓN DE CRITERIOS PARA LAEVALUACIÓN DE PLANES DE REDUCCIÓN Y/O MANTENIMIENTO DE PÉRDIDAS_____________________Página 7 de 24


Para la modelación de las redes en el software DigSILENT PowerFactory se tomó como base la información reportada por los Operadores de Red en la Circular CREG 015 de 2007.

Se modeló el circuito típico representativo de cada grupo de calidad, reportado por las empresas.

Las cargas se modelaron considerando un modelo de impedancia constante.

Debido a que no se enviaron curvas de carga para este nivel de tensión y para tener una idea del comportamiento de las pérdidas, se calcularon los factores de carga, y las pérdidas, con base en los datos de curvas de carga del nivel de tensión 3.

Las metodologías empleadas por las empresas para la selección de los circuitos típicos y los circuitos seleccionados para la simulación se presentan en el tomo 4.

Las pérdidas técnicas calculadas para cada empresa tienen un promedio expresado en porcentaje del 1.009 %. La Tabla 3 presenta el valor de pérdidas para cada empresa.

Tabla 3. Pérdidas técnicas por empresa Nivel 2

Empresa Pérdidas [%]CHEC 1.08%CEDENAR 1.94%CEDELCA 0.51%CENS 1.11%CODENSA 1.70%TULUA 0.73%ENERTOLIMA 1.81%DISPAC (*) 0.65%ELECTROCOSTA 2.95%ESSA 1.69%ELECTROCAQUETA (*) 1.69%ELECTRICARIBE 1.74%ELECTROHUILA 2.91%EMSA 4.10%ARAUCA 0.51%EBSA 1.94%CUNDINAMARCA 0.68%PEREIRA 0.65%EPSA 0.86%PUTUMAYO 1.89%QUINDIO 1.64%EMEVASI 0.98%POPAYAN 0.76%EMCALI 1.58%CARTAGO 0.51%EPM 0.76%ETASERVICIOS 1.98%RUITOQUE (*) 2.06%ENERGUAVIARE (*) 2.73%EEBP (*) 1.03%


CREG IEB S.A.CONSULTORÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA Y DEFINICIÓN DE CRITERIOS PARA LAEVALUACIÓN DE PLANES DE REDUCCIÓN Y/O MANTENIMIENTO DE PÉRDIDAS____________________ Página 8 de 24


Las redes del nivel de tensión 3 se modelaron en el programa DigSILENT PowerFactory tomando como referencia la información del Anexo 2 de la Circular CREG 015 de 2007, referente a los circuitos reportados por cada una de las empresas distribuidoras.

La metodología y datos empleados para la simulación en DigSILENT se presentan en el tomo 5 del informe.

Para el cálculo de las pérdidas se modelaron las curvas de carga reportadas por las empresas y se calcularon las pérdidas para cada periodo construyendo la curva de pérdidas.

Las pérdidas promedio expresadas en porcentaje son del 1.51 %, siendo EBSA la empresa con mayores pérdidas con 3.72%. La Tabla 4 presenta el resultado de pérdidas por empresa para el N3.

Tabla 4. Pérdidas Técnicas por empresas para el nivel de tensión 3

EMPRESA Pérdidas [%]

CHEC 1.28%

CEDENAR 3.92%

CEDELCA 2.68%

CENS 2.80%

CODENSA 1.01%

TULUA 0.56%

ENERTOLIMA 2.65%

DISPAC (*) 0.28%

ELECTROCOSTA 4.09%

ESSA 3.32%

ELECTROCAQUETA (*) 1.39%

ELECTRICARIBE 3.46%

ELECTROHUILA 1.42%

EMSA 2.34%

ARAUCA 1.12%

EBSA 4.00%

CUNDINAMARCA 1.36%

PEREIRA 1.39%

EPSA 1.29%

PUTUMAYO 0.96%

QUINDIO 1.58%

EMEVASI 0.24%

POPAYAN 1.60%

EMCALI 1.32%

CARTAGO 0.65%

EPM 1.26%

ETASERVICIOS 3.49%


CREG IEB S.A.CO N SULTO R ÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA Y DEFINICIÓN DE CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN DE PLANES DE REDUCCIÓN Y/O M ANTENIM IENTO DE PÉRDIDAS Página 9 de 24

PÉRDIDAS NIVEL DE TENSIÓN 4

Según la información entregada por XM S.A. E.S.P., las pérdidas de nivel de tensión 4 son las siguientes para 48 periodos de un día:

Tabla 5. Pérdidas en el nivel de tensión 4

Suma de Pérdidas (MW) ZonaUnom (kV) Centro Costa Total general

66 0.0 3001.8 3001.8110 10309.7 9297.7 19607.4115 27660.4 0.0 27660.4220 79600.7 9359.6 88960.4230 656.8 0.0 656.8500 623.0 0.1 623.1

Total general 118850.6 21659.3 140509.9

Con esta información y utilizando la información referente a los flujos de energía (pérdidas totales - Ver Tomo 6) puede hallarse un valor global de pérdidas para este nivel de tensión, de la siguiente manera:


CREG IEB S.A.CONSULTORÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA Y DEFINICIÓN DE CRITERIOS PARA LAEVALUACIÓN DE PLANES DE REDUCCIÓN Y/O MANTENIMIENTO DE PÉRDIDAS___________________ Página 10 de 24

Tabla 6. Entradas de energía el nivel de tensión 4 [kW] para un año

CHEC 2.346.858.056

CEDENAR 681.804.552CEDELCA 851.896.752CENS 1.127.107.378CODENSA 11.906.478.413TULUA 0TOLIMA 1.806.487.622DISPAC 148.082.182ELECTROCOSTA 3.976.035.148SANTANDER 1.892.354.760CAGUETA 141.189.008ELECTRICARIBE 5.332.436.455HUILA 884.659.944EMSA 694.164.630ENELAR 52.222.150EBSA 1.746.945.388CUNDINAMARCA 298.826.007PEREIRA 315.924.213EPSA 7.194.789.457PUTUMAYO 25.284.376EDEQ 407.443.031EMEVASI 0POPAYAN 0EMCALI 3.752.138.262CARTAGO 0EPM 7.936.617.076ETASERVICIOS 467.121.082RUITOQUE 0GUAVIARE 33.950.555EEBP 0CAMPAMENTO 0YARUMAL 0

Encontrando la energía de entrada para el año y las pérdidas de energía correspondientes, se encuentra un porcentaje de pérdidas de 0.708%

Las pérdidas de transformador, asociadas con la conexión al STN, según el documento CREG 060 de 2001 “Estudio de Pérdidas en Transformación”, que sirvió de base para la resolución CREG 046 de 2001, son del 0.4% a la potencia nominal, con lo cual, usando la curva de carga de que se dispone, correspondiente al del Nivel de Tensión 3, arroja un porcentaje de pérdidas del 0.23%.

Las pérdidas de nivel de tensión 4, no se desagregan por OR dado que se trata de



una estampilla por STR, por lo que son repartidas entre todos los agentes involucrados.

SUMATORIA DE PÉRDIDAS

La Tabla 7 presenta el resultado de las pérdidas por nivel de tensión y las pérdidas totales, usando como base la energía toral de entrada al mercado de comercialización.

Tabla 7. Resumen pérdidas por nivel de tensión

EM PR ESA N IV EL 1 N IV EL 2 N IV EL 3 N IV EL 4P é rd id as

to ta le s [% ]

ARAUCA 2.02% 0.02% 0.49% 0.44% 30.49%CARTAGO 3.47% 0.02% 0.31% 0.00% 19.3%CEDELCA 1.98% 0.01% 1.28% 1.02% 22.4%CEDENAR 3.27% 1.26% 1.80% 0.91% 33.57%CENS 3.69% 0.14% 0.78% 1.10% 21.58%CHEC 1.77% 0.25% 0.61% 1.03% 8.15%CODENSA 2.32% 0.98% 0.04% 1.09% 9.16%CUNDINAMARCA 2.57% 0.15% 0.82% 0.41% 20.65%DISPAC O 3.74% 0.65% 0.00% 1.10% 28.17%EBSA 1.75% 0.71% 2.00% 1.09% 13.62%EEBP (*) 2.81% 0.40% 0.16% 0.00% 12.81%ELECTRICARIBE 2.80% 1.17% 1.31% 1.00% 17.36%ELECTROCAQUETA (*) 3.55% 1.19% 1.08% 1.10% 21.44%ELECTROCOSTA 3.18% 2.25% 1.08% 1.06% 11.9%ELECTROHUILA 2.44% 1.62% 0.76% 1.05% 16.16%EMCALI 1.68% 0.92% 0.46% 1.08% 13.69%EMEVASI 3.57% 0.50% 0.24% 0.00% 20.11%EMSA 2.79% 2.78% 1.20% 1.10% 21.22%ENERGUAVIARE (*) 3.11% 1.81% 0.06% 1.10% 11.74%ENERTOLIMA 1.68% 0.70% 1.71% 1.05% 18.61%EPM 1.42% 0.16% 0.13% 1.05% 8%EPSA 0.68% 0.07% 0.13% 1.08% 2.78%ESSA 2.95% 0.92% 2.83% 1.02% 16.65%ETASERVICIOS 2.16% 1.44% 2.38% 0.35% 7.59%PEREIRA 2.65% 0.13% 0.94% 0.55% 19.32%POPAYAN 0.35% 0.03% 1.60% 0.00% 4.82%PUTUMAYO 3.24% 1.89% 0.00% 0.84% 22.63%QUINDIO 2.89% 1.05% 1.25% 1.06% 15.37%RUITOQUE O 3.50% 0.19% 0.00% 0.00% 11.74%TULUA 2.95% 0.22% 0.50% 0.00% 20.62%

Nota: (*) Las empresas a las que no se le pudieron calcular pérdidas en algún nivel de tensión, se les aplicó el promedio de las demás.



3. PÉRDIDAS EFICIENTES

La propuesta de evaluación de pérdidas eficientes se basa en considerar que en este período, en el que se pretende reducir las pérdidas No Técnicas a través de un Plan de Reducción de Pérdidas concertado y vigilado, la reducción de Pérdidas Técnicas no obedece a reconocimientos que se involucren en este Plan, razón por la cual, deben ser consideradas como una base que no se puede exigir reducir, al menos en consideración del Plan de reducción de Pérdidas y del Plan de Expansión, el cual no hace parte del anterior.

En virtud de esto, la meta eficiente de reducción de pérdidas corresponde a las Pérdidas Técnicas de cada OR calculadas actualmente, más las pérdidas estructurales No Técnicas, que corresponden al nivel de pérdidas que no es económicamente gestionable reducir.

Para estimar ese nivel de pérdidas no gestionables se sugiere considerar el resultado del OR CODENSA, dado que la eficiencia que ha mostrado en sus planes de reducción de pérdidas, la ubica como la empresa que ha logrado la menor diferencia entre sus Pérdidas Totales y sus Pérdidas Técnicas, situándose incluso por debajo de empresas que se sabe que llevan más de 15 años ejecutando planes de este tipo.

De acuerdo con la evaluación de Pérdidas Técnicas y la medida de Pérdidas Totales, puede, establecerse que dicha empresa posee actualmente un nivel de Pérdidas No Técnicas de 4,73 %, el cual resulta ser razonable como meta nacional, al menos durante este período tarifario.

Tabla 8. Resumen Pérdidas Eficientes

EMPRESA Pérdidas Eficientes

ARAUCA 7 fi9%CARTAGO 8.52%CEDELCA 9.02%CEDENAR 11 97%CENS 10 44%CHEC 8 89%CODENSA 9 1fi%CUNDINAMARCA 8.68%DISPAC n 10 22%EBSA 10 28%EEBP O 8 10%ELECTRICARIBE 11 00%ELECTROCAQUETA (*) 11 65%



EMPRESA Pérdidas Eficientes

ELECTROCOSTA 1? 20%ELECTROHUILA 10.60%EMCALI 8.86%EMEVASI 9 04%EMSA 1 ? 60%ENERGUAVIARE O 10 81%ENERTOLIMA 9.86%EPM 7.50%EPSA 6 69%ESSA 1 ? 45%ETASERVICIOS 11 05%PEREIRA 9.00%POPAYAN 6.70%PUTUMAYO 10.70%QUINDIO 10 97%RUITOQUE O 8 4?%TULUA 8 41%

4. CÁLCULO DE LOS ÍNDICES DE PÉRDIDAS TOTALES

Uno de los principales factores a determinar en la metodología de remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica, es la cantidad de energía entregada, entre la que se debe distribuir un determinado costo de redes.

A continuación se encuentra la propuesta del esquema de determinación de la energía perdida por OR de forma total:

• Información de flujos de energía de los OR en el año 2006 y verificación de la energía consumida en cada nivel.

• Identificación de información proveniente de la medida en las fronteras comerciales reportadas al ASIO, datos de demanda de energía reportados en el SUI, entre otros informes tanto del ASIO como del SUI.

• Validación de la información recolectada de las diferentes fuentes con la información reportada en la Circular CREG 015 de 2007.

La determinación de de las pérdidas totales se calculó a partir de la resta entre la energía de entrada en cada nivel de tensión y la energía facturada en el mismo nivel de tensión.

La problemática actual de la determinación del índice de pérdidas totales consiste en que muchas empresas distribuidoras no miden la energía que fluye entre sus



diferentes niveles de tensión, y en este caso, aunque las pérdidas totales de la empresa se pueden obtener, las pérdidas por nivel de tensión resultan difíciles de evaluar.

ÍNDICE DE PÉRDIDAS TOTALES

Para hallar las pérdidas totales de cada mercado de comercialización, se utilizó la información enviada por los agentes distribuidores a la CREG de acuerdo con la Circular 15, Anexo 3. Adicionalmente se utilizó la información de consumos reportada al Sistema Único de Información de Servicios Públicos (SUI) y la información de medida de energía mensual entregada por XM S.A. E.S.P. Compañía de Expertos en Mercados S.A. E.S.P.

El índice de pérdidas se determina como la resta del valor total de energía de entrada y la energía facturada en cada mercado de comercialización (correspondiente a la suma de la energía facturada por parte de todos los agentes comercializadores en mercado de comercialización) sumada a aquella que parte en dirección de otros Operadores de Red - ORs.

„ . , , Energía de Entrada - Energía de Salidapactar de perdidas = ----------------------------------------------------------------- Ecuación 1.

Energía de Entrada

Este índice se conoce como el índice de Pérdidas por OR, y cuando coincide con un mercado de comercialización atendido únicamente por ese mismo OR, corresponde también al índice de pérdidas por Mercado de Comercialización.

Tabla 9. Variables del índice de Pérdidas por OR

Energía de Entrada Energía de Salida

Importación del STN Exportación al STN

Importación SDL Otros Comercializadores puros

Generación Embebida Exportación Distribuidores

Servicios Auxiliares generación

Ventas propias del Comercializador incumbente

Total Entrada Total Salida

ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN POR EMPRESA

Para cada uno de los OR se realizó el balance de energía de entrada contra energía de salida para construir el factor de pérdidas, factor inicial para la evaluación de una senda de pérdidas individual de cada empresa.

La asignación de pérdidas para las diferentes empresas se realiza con el valor obtenido del cálculo realizado para el año 2006, con la información reportada por XM S.A. E.S.P. y lo consultado en la base de datos del SUI. El resumen de los



indicadores de pérdidas por OR se presenta en el tomo 6 del informe.

Para las empresas que no reportan información o cuando sus valores se encuentran por encima de la envolvente inferior del conjunto de datos (36.34%) se considera asignarles el promedio ponderado nacional (11.75%), hasta tanto no se tenga la información comercial actualizada en el SUI.

El promedio ponderado nacional de 11.75%, indica que el porcentaje de pérdidas a nivel nacional es coherente con las acciones que han venido desarrollando las empresas a lo largo de los últimos años.

Un total de siete empresas ubican su nivel de pérdidas por debajo del valor del promedio ponderado nacional.

Tan solo tres empresas ubican su nivel de pérdidas por encima del 25%. La



Tabla 10 presenta el resumen final de indicadores por OR.


CREG IEB S.A.CO N SULTO R ÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA Y DEFINICIÓN DE CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN DE PLANES DE REDUCCIÓN Y /O M ANTENIM IENTO DE PÉRDIDAS Página 17 de 24

Tabla 10. Indicadores finales por OR

Central Hidroeléctrica De Caldas S.A. E.S.P. 2,511,890,022 2,307,057,849 8.15%

Centrales E léctricas De Narino S A. E S P. 827,097,934 549,402,765 33.57%

Centrales E léctricas Del Cauca S A E S P 922,246,327 715,687,985 22.40%

Centrales E léctricas Del Norte De Santander S A E S P 1,131,409,352 887,293,222 21.58%

Codensa S.A. E.S.P. 11,965,617,427 10,869,721,433 9.16%

Compañía De Electricidad De Tulua S A. 201,911,652 160,269,913 20.62%

Compañía Energética Del Tolima S A E S P 1,896,758,633 1,543,714,688 18.61%

Distribuidora Del Pacifico S.A. E.S.P 148,082,182 106,371,266 28.17%

Electrificadora De La Costa A tlántica S A. E S P. 4,129,804,086 3,638,183,827 11.90%

Electrificadora De Santander S A 2,035,999,341 1,696,929,891 16.65%

Electrificadora Del Cagueta S.A. Esp 141,189,008 110,913,649 21.44%

Electrificadora Del Caribe S A E S P 5,870,262,570 4,850,971,069 17.36%

Electrificadora Del Huila S A E S P 923,049,562 773,869,745 16.16%

Electrificadora Del Meta S A Esp 694,164,630 546,854,191 21.22%

Empresa De Energía De Arauca E.S.P 131,645,951 91,506,520 30.49%

Empresa De Energía De Boyaca S A E S P 1,755,243,605 1,516,127,468 13.62%

Empresa De Energía De Cundinamarca S.A. E.S.P 794,362,208 630,297,217 20.65%

Empresa De Energía De Pereira S A E S P 630,541,711 508,717,266 19.32%

Empresa De Energía Del Pacifico S.A. E S P 7,329,442,116 7,125,816,022 2.78%

Empresa De Energía Del Putumayo S A E S P 32,949,989 25,494,078 22.63%

Empresa De Energía Del Quindio S .A E S P 423,519,095 358,428,051 15.37%

Empresa De Energía Del Valle De Sibundoy S.A. E.S.P. 9,417,618 7,523,870 20.11%

Empresa Municipales De Energía Eléctrica S A. E S P. 19,652,340 18,704,492 4.82%

Empresas Municipales De Cali Eice 3,832,844,220 3,308,019,913 13.69%

Empresas Municipales De Cartago S.A. E S P . 143,177,626 115,549,143 19.30%

Empresas Publicas De Medellin E S P . 8,295,932,684 7,632,533,855 8.00%

Energía Telecomunicaciones Aseo Y Acueducto Etaservicios S A. E S P. 1,477,426,870 1,365,231,371 7.59%

Ruitogue E.S.P. 4,308,724 2,446,507 11.74%

Empresa de Energía del Guaviare S.A. E.S.P. 33,950,555 7,493,673 11.74%

Empresa De Energía Del Bajo Putumayo S A E S P. 32,063,250 27,955,166 12.81%

Municipio de Campamento 3,345,521 0 11.74%

Empresas Publicas de Yarumal E S P 51,302,038 47,905,825 6.62%

5. PÉRDIDAS RECONOCIDAS Y FACTORES PARA REFERIR AL STN

PÉRDIDAS RECONOCIDAS POR NIVEL DE TENSIÓN

A continuación se presentan los porcentajes de pérdidas a reconocer para cada año del período regulatorio, en cada Nivel de Tensión:



Empresa Nivel 4 (P4) Nivel 3 (P3) Nivel 2(P3) Nivel 1 (P3)

Las metas de reducción de pérdidas técnicas se suponen invariables en el período tarifario, dado que los proyectos para reducción de estas, no están incluidos en los Planes de Reducción de Pérdidas, sino que obedecen a los Planes de Expansión de la red, los cuales no hacen parte del reconocimiento explícito de este elemento de la fórmula tarifaria, sino que hacen parte de la señal de costo marginal y costo medio histórico de la tarifa de distribución. De otro lado, dadas las diferencias entre las distintas topologías de red de los diferentes OR, su estimación implica hacer un Plan de Expansión detallado y completo, convirtiéndose en una labor, que en la práctica solo puede ser adelantada por el OR mismo, al igual que la evaluación de su relación Beneficio/Costo. Cabe anotar que en este caso las pérdidas son solo uno de los factores que justifican el proyecto.

DETERMINACIÓN DE LOS FACTORES PARA REFERIR AL STN

Los factores de cada Nivel de Tensión para referir las medidas de energía al STN, durante cada año del período tarifario, considerando las pérdidas de energía eficientes de los STR o SDL, se determinarán, para cada OR, siguiendo las siguientes expresiones:

• Nivel de Tensión 4

PR 4J = P4 Ecuación 2.

donde:

Pi?j4 Factor para referir las medidas de energía del OR j, del Nivel de

Tensión 4 al STN. .

P4 Pérdidas a reconocer en el Nivel de Tensión 4. Corresponde a laspérdidas propias del Nivel de Tensión 4, más las pérdidas detransformación entre el Nivel de Tensión 4 y el STN.


P P j j = (Pj ja + P4 ~ P j j ,4 * A ) Ecuación 3.

donde:

PRi3 Factor para referir las medidas de energía del OR j, del Nivel de

Tensión 3 al STN.



Pi?j34 Factor para referir las medidas de energía del OR j, del Nivel de

Tensión 3 al Nivel de Tensión 4. Corresponde a la suma de las pérdidas propias del Nivel de Tensión 3, más las pérdidas de transformación entre el Nivel de Tensión 3 y el Nivel de Tensión 4.


PRJ 2= l - ( l - P 4) D < ^ ( 1 - P , 3 , 4 ) ( 1 - P ; 2, 3 ) + ^ , ( 1 - P . 2 A ) Ecuación 4.

donde:

PRj2 Factor para referir las medidas de energía del OR j, del Nivel de

Tensión 2 al STN.

pjnk Factor para referir las medidas de energía del OR j, del Nivel de

Tensión n (n es 2 ó 3) al Nivel de Tensión k ( k e s 3 ó 4). Corresponde a las pérdidas propias del Nivel de Tensión n, más las pérdidas de transformación del Nivel de Tensión n al Nivel de Tensión k.

D j n 2 : Flujo de energía anual en MWh, correspondiente al año de la

evaluación del coeficiente de pérdidas, entre el Nivel de Tensión n (n es 4 ó 3) y e\ Nivel de Tensión 2.

pj24 Pérdidas de transformación del OR j, entre el Nivel de Tensión 2 y el

Nivel de Tensión 4. Corresponde a las pérdidas de transformación.


PR, j D p n Df ' ' Ecuación 5.\ j , 3 , \ \ j , 3 , \ ’T ' L ' j , 2 , \ )

donde:

PR]k Factor para referir las medidas de energía del OR j, del Nivel de

Tensión /ral STN.

P] l k Pérdidas a reconocer al OR j, desde el Nivel de Tensión 1, al Nivel de

Tensión k (donde /c es 2 ó 3). Incluye las pérdidas propias del Nivel deTensión 1, más las pérdidas de Transformación entre el Nivel de Tensión f y el Nivel de Tensión k.

D j n l : Flujo de energía anual en MWh, correspondiente al año de la

evaluación del coeficiente de pérdidas, entre el Nivel de Tensión n (nes 3 ó 2) y e\ Nivel de Tensión 1.


CREG_________________________________________________________________________________________________ IEB S.A.C O NSULTO R ÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA Y DEFINICIÓN DE CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN DE PLANES DE REDUCCIÓN Y/O M ANTENIM IENTO DE PÉRDIDAS_____________________Página 20 de 24

6. EVALUACIÓN DE PROYECTOS DE REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS

6.1 Evaluación Económica

Los criterios básicos a utilizar en la evaluación de proyectos, consideran los indicadores que se mencionan a continuación, para una explicación más clara de los mismos referirse al tomo 7 del informe.

• Tasa interna de retorno del proyecto (TIR)

• Valor presente Neto del Proyecto (VPN)

• Relación Beneficio - Costo (B/C)

• Tasa de oportunidad del proyecto (TOP)

Los indicadores mencionados deben cumplir las siguientes condiciones:

TIRDebe ser mayor a la tasa de oportunidad del negocio (tasa de descuento del proyecto) se sugiere una tasa de descuento cercana al 12%, tomada sobre precios constantes.

VPN Debe ser mayor a cero

B/C

Debe ser mayor a uno, entre mayor sea esta relación mayor prioridad tiene el proyecto. En general la cuantificación de beneficios se establece mediante la comparación de la situación sin y con proyecto. (En el caso de un proyecto nuevo los costos y beneficios de la situación sin proyectos serán cero).

TO P Mayor o igual a la tasa de descuento, si no se cumple esta condición es más atractivo desplazar el proyecto.

Los pasos a seguir para realzar la evaluación económica (aplicables también a la evaluación financiera) son los siguientes:

1. Cuantificación del valor presente de la inversión: VPNCI2. Cuantificación del valor presente de los costos y gastos: VPNCG3. Cuantificación de los beneficios, año a año, y determinación de su valor

presente neto, VPNB4. Calculo del valor presente neto del proyecto:5. Relación Beneficio costo:6. Tasa interna de retorno: Se obtiene cuando VPN=07. T.O.P

Una vez obtenidos los índices, se hace un análisis de sensibilidad, alrededor de



los factores más significativos (tasa de descuento, costo, etc.) y según sus resultados, se proseguirá con un análisis de riesgo.

6.2 Costos del proyecto

Los costos que se deben tener en cuenta al momento de realizar la evaluación económica son:

• Costos de inversión.

• Otros costos del proyecto: Mano de obra calificada y no calificada, materiales y equipos no comerciables, costos financieros, imprevistos, subsidios e impuestos, inversiones en trabajo social en las comunidades.

• Costos de operación y mantenimiento.

6.3 Beneficio por reducción de pérdidas técnicas y no técnicas

La reducción de Pérdidas Técnicas se determina por la diferencia entre las que se causan sin y con proyecto. La estimación de estas pérdidas se hace para cada año de vida útil del proyecto.

Los beneficios en la reducción de pérdidas no técnicas se obtienen al conectar legalmente los usuarios que consumen con acometida directa o con el medidor descalibrado, ya sea por conexiones fraudulentas, o por adulteración o fallas técnicas de los aparatos.

Cabe destacar que la cobertura de las inversiones para la reducción de Pérdidas No Técnicas se establece por lo general de acuerdo con un programa de inversiones. La estructura de este programa se describe en el tomo 7 del informe.

6.4 Guías para la elaboración y presentación de los planes

El proceso para generar un Plan de reducción de Pérdidas creíble y sostenible en una empresa, debe cumplir con una política de calidad cumpliendo el ciclo PHVA

Evaluación de m ejoras del

plan

Plan de reducción de

pérdidas

Control y Seguim iento

Diagnóstico

• Diagnóstico

Este proceso de diagnóstico no necesariamente es prerrequisito para el desarrollo



del plan de reducción de pérdidas, pero su existencia da una adecuada señal hacia la focalización del proceso, sin la cual, el mismo estará probablemente condenado a ser ineficiente.

La etapa de diagnóstico pretende identificar el estado de la problemática en las empresas y valorar las estrategias que se han adoptado para su control, como un paso imprescindible para la elaboración de cualquier ulterior plan de reducción de pérdidas.

• Gestión gerencia!A partir de los documentos que soporten los planes de pérdidas, se debe dar inicio al proceso de sensibilización de la gestión administrativa y gerencial de la empresa.

El proceso de gestión gerencial tiene los siguientes pasos:

• Sensibilización de la alta gerencia y después de todo el personal de la empresa.

• Planeación del plan de reducción de pérdidas.

• Asignar un presupuesto que garantice la ejecución del plan.

• Gestión del conocimiento

La gestión del conocimiento es una herramienta que permite que la empresa apropie sus desarrollos y crezca a partir de sus experiencias, para lo cual debe disponer de sistemas, así:

• La empresa debe disponer de un sistema de información integral

• La empresa debe contar con sistema de innovación o vigilancia tecnológica que le permita encontrar adecuadas soluciones a sus necesidades.

• La empresa debe disponer de un sistema administrativo que posea unaadecuada gestión del conocimiento desde el enfoque comercial de la empresa.

• La empresa debe prever un sistema de realimentación de las experienciasa fin de dar señales correctivas al proceso en tiempo real.

• Gestión técnica

Los planes de reducción de Pérdidas No Técnicas tienen componentes importantes desde el punto de vista técnico, los cuales pueden resumirse en:

• Gestión sobre la medida

• Gestión sobre la red secundaria y las acometidas de usuarios



• Gestión sobre transformadores

• Gestión comercial

La empresa debe mejorar su gestión comercial en lo que se refiere a alumbrado público, procesos de lectura, legalización de nuevos usuarios, entre otros.

• Gestión social

Dentro de la labor social del plan se deben disponer de planes de divulgación y educación a todos los clientes de la empresa sobre el uso de Uso Racional de Energía e integrar los planes empresariales con las necesidades de la comunicada

6.5 Evaluación de los planes

La metodología propuesta para evaluar el plan de reducción de pérdidas de cada OR consiste en hacer un seguimiento de los elementos que constituyen la guía de formulación de los planes, es decir, se deben tener en cuenta el diagnóstico, la gestión gerencial, gestión de conocimiento y gestión técnica. La Tabla 11 sugiere una lista de cheque para revisar los ítems contenidos en cada uno de los puntos anteriores; en el tomo 7 se amplia la información que se debe revisar con cuidado en el plan de cada OR.

Tabla 11. Lista de chequeo para revisión de planes de reducción de pérdidas

LISTA DE CHEQUEO PARA REVISIÓN DE PLANES DE REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS

1. C om prom iso Gerencial CORRECTO INCO R RECTO

1.1 Com prom iso por parte de la Gerencia

1.2 Diagnostico del estado de la O rganización en el tem a de pérdidas

1.3 Programa para op tim izar el personal encargado del programa de pérdidas

1.4 Indicadores de pérdidas de donde inicia la em presa

1.5 Software de Gestión de perdidas

2. Evaluación C ORRECTO INCO RR EC TO

2.1 Estado actual del OR

2.2 Evaluación de los cam bios

3. M odelación C ORRECTO INCO RR EC TO

3.1 Hallar las Pérdidas Técnicas del OR en cada nivel de tensión

4. Im plem entación C ORRECTO INCO RR EC TO

4.1Im plantación de los equipos de program ación, análisis, materiales y construcción para ejecución del proyecto

4.2 Im plem entación de m ejoras en algunos procesos incidentes en la problem ática de pérdidas



4.3 Ejecución de planes de com unicación y de gestión social.

5. Im plem entación para rea lizar B alances de energía C ORRECTO INCO RR EC TO

5.1Calculo de pérdidas en transform adores por medio de m acrom edición y asocia r a cada transform ador los usuarios conectados

5.2

La em presa debe realizar un gran esfuerzos por lega lizar y v incu la r a los clientes que hasta la fecha no tiene ninguna re lación com ercial con está, Norm alizando las insta laciones sin m edidor (E lim inación de servicios directos)

5.3Revisión de todos los medidores, para iden tificar los que están fuera de rango

5.4Cálculos de indicadores de gestión de pérdidas y recuperación, para realizar el d ireccionam iento de las acciones de control y rem odelación de las redes

5.5 Programa de revisión de insta laciones de los niveles de tensión 2,3 y 4.

5.6 Programa de reducción y control de pérdidas en el alum brado publico

5.7Program a de reducción y control de pérdidas en insta laciones de otros com ercializadores.

5.8 Identificación y norm alización de consum os propios no registrados en S/E.

6. A cciones com erciales C ORRECTO INCO R REC TO

6.1Program a de legalización de insta laciones de energía por parte de la em presa

6.2Im plem entación de program as de financiación para legalización de insta laciones

6.3 Definición de monto de sanciones por uso fraudulento de energía.

6.4 Dism inución de insta laciones con cobros de consum os por promedios.

6.5 Soluciones para la econom ía informal no legalizada.

6.6 Soluciones para festividades y eventos especiales.

7. A cciones de Gestión so cia l Com unicación C ORRECTO INCO R REC TO

7.1 Acercam iento y sensib ilización a líderes municipales.

7.2 Análisis y lectura del entorno.

7.3

A com pañam iento y gestión social a través de estrateg ias pedagógicas dirig idas a líderes com unitarios, organizaciones de base y com unidad en general buscando generar una cultura de legalidad y valoración del servicio.

1A Coordinación interinstitucional para buscar sinergias y op tim izar recursos logísticos, humanos y económicos.

7.5Com unicación permanente y de apoyo a estrateg ias y actividades de acercam iento a la com unidad.

8. Seguim iento C ORRECTO INCO R R EC TO

8.1 Se definieron indicadores para seguim iento a la ejecución de obra.

8.2 Se ha efectuado acom pañam iento en el anális is de resultados de integradores para d ireccionam iento de control.

8.3 Se ha propuesto modelo financiero para definición de acciones de redes

9. Seguim iento C ORRECTO INCO R R EC TO

9.1 A ctiv idades de d ivulgación y capacitación dirig ida a grupos específicos para asegurar el com prom iso de la gente y garantizar el éxito del proyecto.



9.2 A segurar logro de ob je tivos y satisfacción del cliente.

9.3 Verificar ajuste con estándares de calidad de productos e informes.

9.4 Seguim iento a las actividades.

9.5 Informes al térm ino de las fases y entrega de productos.

6.6 Seguimiento al cumplimiento de los planes

El seguimiento se debe realizar con indicadores de pérdidas que sean calculados con una frecuencia de cada año, pero que pretende producir alarmas cuando las metas no son alcanzadas o cuando se comienzan a revertir.

Los indicadores más expeditos por OR son:

• Porcentaje de Inversión total en el plan de reducción de pérdidas y que ha sidoejecutado a la fecha, versus el porcentaje que establece el plan.

• Niveles de pérdidas totales del agente

• Niveles de pérdidas por nivel de tensión versus las pérdidas de referencia de laCREG.

• Pérdidas No Técnicas versus pérdidas del plan de reducción de pérdidas

Para todo el sistema se tendrían indicadores de Pérdidas Técnicas y No Técnicas totales y por nivel de tensión, así como una gráfica de desviaciones de cada empresa en relación con sus metas y con el total del sistema.


Documents

Comisión de Regulación de Energía y Gasapolo.creg.gov.co/Publicac.nsf/0/925c4f40c27f9fca0525785a007a6fe8/$FILE... · permita soportar las conclusiones y recomendaciones presentadas