Comisión de Regulación de Energía y...

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 Final - TOMO 1

Revisión de Experiencia Internacional

Revisión 1

DOCUMENTO IEB-469-07-06

t?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

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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 : TOMO 1 Experiencia Internacional

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TABLA DE CONTENIDO

1. REVISIÓN DE EXPERIENCIA INTERNACIONAL............................................................12. PANAM Á................................................................................................................................... 53. VENEZUELA............................................................................................................................ 64. ECUADOR................................................................................................................................65. ARGENTINA............................................................................................................................ 76. P ER U .........................................................................................................................................87. BRASIL...................................................................................................................................... 88. BO LIV IA .................................................................................................................................. 109. CHILE.......................................................................................................................................1110. ESPAÑA.................................................................................................................................. 1211. REINO U NIDO .......................................................................................................................1812. SUDAFRICA.......................................................................................................................... 1813. AUSTRALIA............................................................................................................................19REFERENCIAS..................................................................................................................................20

LISTA DE FIGURAS

Figura 1. Esquema General del flujo monetario en el mercado español...........................................13

LISTA DE TABLASTabla 1. Comparación de la Experiencia Internacional.........................................................................2Tabla 2. Evolución de Pérdidas de Energía........................................................................................... 3Tabla 3 Pérdidas eficientes de energía de las empresas panameñas................................................. 5


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1. REVISIÓN DE EXPERIENCIA INTERNACIONAL

En relación con el cálculo y reconocimiento de las pérdidas de energía eléctrica, se investigó en fuentes de información de los organismos de legislación yregulación (sitios Web de entidades) incluyendo fuentes de consulta deuniversidades y empresas del sector.

Para determinar los países que son recomendables como objeto de análisis, se hizo inicialmente una consulta de los sistemas legales y regulatorios de países con desarrollos normativos asimilables al colombiano. El objetivo es establecer la metodología que llevan para generar incentivos hacia la reducción y el control de las Pérdidas Técnicas y No Técnicas, con el fin de analizar y proponer opciones metodológicas para el cálculo y asignación de pérdidas de energía eléctrica enColombia, así como para dar señales para la fase de diseño de los planes dereducción de pérdidas.

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 documentación disponible y a partir de consultas elaboradas por el consultor. No se vio la necesidad de establecer una comunicación entre los organismos reguladores o entidades oficiales de otros países y la CREG sobre el tema de pérdidas, al considerar el equipo del proyecto que la experiencia internacional recopilada hasta el momento era suficiente para el logro de los objetivos perseguidos.

Se observa que de los diferentes países analizados, 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 en este campo Colombia pionera en esta clase de incentivos.

Más sin embargo, se observa que el estado a través de instrumentos como los subsidios a la población, impulso de nuevas tecnologías como los medidores prepago y la misma regulación, es consciente de la problemática, y no deja esta situación tan solo en manos de las empresas distribuidoras.

En el anexo 1, se presenta un detalle de la información recopilada para cada uno de los países objeto de análisis, con sus respectivos enlaces de internet que llevan a conocer a profundidad tópicos como el tarifario, de conformación del mercado, etc.

Las comparaciones que pueden realizarse entre estos países y Colombia, no solo tocan aspectos del mercado de electricidad, sino también aspectos sociales, políticos, geográficos e incluso históricos, por lo cual una comparación no es sencilla y puede ser inexacta.

Lo que si debe tener en cuenta es la estructura regulatoria del país de manera que estimule a los agentes, privados o públicos, a tomar las acciones requeridas. Este análisis es el presentado en el anexo 1.

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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 empresa Diferente por empresa

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 empresa y

tecnología aplicada.

SUDAFRICA 2005

Eskom y

empresas

municipales

Públicas 76.332.066 214.562 Tarifa 8,2%

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


http://www.energywatch.org.uk

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Tabla 2. Evolución de Pérdidas de Energía

PAIS PERDIDAS DISTRIBUCIÓN 2004* [GWh]

PERDIDAS DISTRIBUCIÓN 2006** [GWh]

PANAMA 976

VENEZUELA 26.366 33.511

ECUADOR 5.267 2.333

ARGENTINA 15.445 11.998

PERU 2.359 1.182

BRASIL 65.273 59.696

BOLIVIA 514

CHILE 4.164 2.315

REINOUNIDO 32.035 16.653

ESPAÑA 24.070

AUSTRALIA 14.611

SUDAFRICA 14.710 8.809,20

* Fuente: IE A -A genc ia Internacional de Energía

** Datos tabla inicial

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Anexo 1

Experiencia internacional en el manejode las pérdidas

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2. PANAMÁ

En el año 2006 las ventas de energía eléctrica realizadas por las empresas distribuidoras fueron de 4,885.35 GWh. lo cual representa un incremento de 4.02 % con respecto al año anterior, cuando fueron de 4,696.25 GWh.

En el año 2006 la cantidad total promedio de clientes fue 697,030, de los cuales 301,394, es decir un 43 % pertenecen a la zona de concesión de EDEMET. ELEKTRA cuenta con 304,846, correspondientes al 44 % y EDECHI posee el 13 %, es decir 90,790 clientes.

El promedio de clientes por kilómetro de línea de distribución es un indicador de la densidad de clientes por zona de concesión. En el año 2006 se observa que la empresa de distribución ELEKTRA tiene una mayor densidad con un promedio de 37 clientes por kilómetro de línea, mientras que EDEMET y EDECHI tienen 23 y 19 clientes por kilómetro respectivamente.

Las empresas de distribución recibirán un ingreso máximo permitido para cubrir la rentabilidad sobre activos y los costos de depreciación, administración, operación y mantenimiento del sistema de distribución y los costos de pérdidas estándar en distribución.

El ingreso se basa en costos estándar según áreas representativas en que cada concesión de distribución, que el Ente Regulador estime para el período de vigencia de las fórmulas tarifarias.

Para ver la fórmula vigente hasta el 2010 (Ver [1])

Para ver los componentes de la tarifa de EMPRESA DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA CHIRIQUÍ, S.A. (Ver [2]), de EMPRESA DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA METRO OESTE, S.A (Ver [3]) y de ELEKTRA NORESTE, S.A. (Ver [4])

Las pérdidas eficientes de energía de cada una las empresas panameñas será el resultado del coeficiente de Pérdidas de Energía (PD%).

Tabla 3 Pérdidas eficientes de energía de las empresas panameñas

% Pérdidas Eficientes

Jul 06/Jun 07

Jul 07/Jun 08

Jul 08/Jun 09

Jul 09/Jun 10

EDEMET 8.38% 8.37% 8.36% 8.34%

EDECHI 9.25% 9.24% 9.23% 9.21%

ELEKTRA 8.44% 8.43% 8.41% 8.39%

Edemet-Edechi registró una pérdida de energía de 13%, lo que representa


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aproximadamente cuatro millones de dólares, mientras que para Elektra Noreste el porcentaje es de 18.3%, que se calcula en unos 19 millones de dólares. Para más información (Ver [5]).

3. VENEZUELA

Venezuela es uno de los países con mayor grado de electrificación en América Latina; más del 94% de su población dispone de servicio eléctrico.

El Sistema Eléctrico Nacional (SEN) lo conforman 11 empresas eléctricas públicas y privadas. Las empresas públicas son CADAFE, EDELCA, ENELVEN, ENELCO y ENELBAR. Las empresas privadas son la Electricidad de Caracas con su empresa filial CALEY; ELEBOL, CALIFE, ELEVAL y SENECA.

Las empresas CADAFE, EDELCA, EDC y ENELVEN, signatarias del Contrato de Interconexión suplen el 98,8% de la energía eléctrica que se consume en el país. El porcentaje restante proviene del Sector Autoabastecido (Petróleos de Venezuela, productores independientes e industrias con generación propia).

De acuerdo con las últimas cifras, las Empresas Eléctricas del Estado generan el 82% de la energía eléctrica que se consume en el país, sirviendo al 68% del total de suscriptores.

Para más detalles (Ver [6]).

Las pérdidas (técnicas + No Técnicas) significan un 27.8% de la generación bruta. Si a ello restamos las Pérdidas Técnicas - es decir: un 1.0% por auto-consumo y un 3% por pérdidas en Alta Tensión - se concluye que un 24% es pérdida no técnica o robo. Dicho de otra forma: en 2004 el robo nacional de electricidad fue de casi 1 kWh por cada 4 kWh generados. En términos físicos se trata de unos 23.3 TeraWatios-hora/año o 23.302 GigaWatios-hora/año robados en Baja Tensión al Sistema Eléctrico Nacional. Para más información (Ver [7]).

4. ECUADOR

Según el Censo de Población y Vivienda realizado el año 2001 por el INEC, el porcentaje total de viviendas con energía eléctrica alcanzó el 89,67, en el área Urbana éste fue de 93,30 y en la Rural el 79,08.

En el año 2006 se atendieron 3.156.552 cliente Regulados y 167 clientes No Regulados.

El Estado Ecuatoriano, a través del Consejo Nacional de Electricidad, CONELEC, puede delegar a otros sectores de la economía la generación, transmisión y distribución de la energía eléctrica. Esta delegación se formaliza a través de un Contrato de Concesión, Permiso o Licencia. El cumplimiento de esta disposición faculta a los Agentes a desarrollar las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización. Actualmente de las 20 empresas distribuidoras del país existen contrato de concesión con 19 de ellas. Para ver detalles (Ver [8]).


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La normativa vigente establece que los límites admisibles para las Pérdidas No Técnicas en el cálculo de tarifas, serán fijadas por el CONELEC para cada distribuidor, hasta llegar al 2%, porcentaje máximo aceptable que deberá mantenerse a futuro. Para el año 2006 las pérdidas de las empresas distribuidoras fueron de 23.39%. Ver más información en la sección estadísticas (Ver [9])

5. ARGENTINA

El modelo regulatorio de la distribución se basa en el control de los resultados de las empresas. Es del tipo Price-Cap con la forma RPI +/- X- donde RPI (Retail Price Index) representa el factor de actualización de las tarifas por índices de inflación de Estados Unidos, y X es el factor que resume el estímulo de la eficiencia y el estímulo a las inversiones.

La empresa distribuidora tiene derechos monopólicos en su área de concesión, y como contrapartida está obligada a abastecer la totalidad de la demanda que le sea requerida y, naturalmente, tiene el derecho de percibir la tarifa fijada por el servicio efectivamente suministrado. La regulación comprende Tarifas máximas establecidas en cada revisión tarifaria por el correspondiente Ente Regulador.

Las tarifas están conformadas por dos términos, el primero es variable y esta representado por el precio estacional de compra en el MEM que incluye el costo de generación y transporte más las pérdidas reconocidas de distribución. El segundo término es prácticamente fijo y corresponde al valor agregado de distribución (VAD) que remunera la actividad de distribución, valor que se actualiza semestralmente con índices de inflación de Estados Unidos. El VAD esta compuesto por los costos de capital para la construcción y renovación de las redes, costos de operación y mantenimiento y los costos de gestión comercial.

La forma adoptada por la estructura de las tarifas (i.e. un término que representa las compras de energía y potencia y otro, aditivo, que representa los costos propios de distribución) lleva a que en principio, las empresas distribuidoras sean indiferentes al precio de compra en el MEM. Sin embargo, dada la existencia de Pérdidas No Técnicas, el resultado económico de las distribuidoras está inversamente relacionado con los precios en el MEM. Esto es así porque las distribuidoras son, a través de sus Pérdidas No Técnicas, compradores de parte de su propia energía por lo que un aumento del precio mayorista resulta en una mayor pérdida financiera.

Desde su traspaso al sector privado, las tarifas de las distribuidoras eléctricas se han modificado en diecinueve oportunidades como resultado de las programaciones y reprogramaciones estacionales de CAMMESA y de las variaciones de precios en los contratos de abastecimiento de energía transferidos.

Para ver la evolución del sector eléctrico (Ver [10]).



6. PERU

Las ventas de energía eléctrica en el 2006, alcanzaron los 22 318 GWh, el 37% de las ventas fueron efectuadas por las empresas generadoras y el 63% por las empresas distribuidoras.

El sistema de distribución es atendido por 22 empresas de las cuales 11 son privadas y otras 11 son públicas.

Actualmente no se reconocen pérdidas no técnicas en la tarifa.

Ver detalles en ([11]).

7. BRASIL

El mercado de distribución de energía eléctrica es atendido por 64 concesionarias, estatales o privadas, de servicios públicos que cubren todo el País. Son atendidos cerca de 47 millones de unidades consumidoras, de las cuales el 85% son consumidores residenciales, en más de 99% de los municipios brasileros.

Datos generales del mercado a 2006 (Ver [12])

Ver datos generales del mercado eléctrico de Brasil actualizados a Septiembre de 2007 (Ver[13]).

Ver datos del mercado de distribución (Ver [14])

En 2002, el Decreto n° 4.562, de 31 de diciembre de 2002, estableció que en la definición del valor de las tarifas para los contratos de conexión y uso de los sistemas de transmisión y distribución serian considerados los costos de transporte y las pérdidas de energía eléctrica, así como los cargos de conexión.

Decreto en (Ver[15]).

En 2003, el Consejo Nacional de Política Energética emitió la Resolución 003 que en el parágrafo de su artículo 4 establece: El cálculo de ESD (Cargos del Servicio de Distribución) debe incluir una fórmula para el reconocimiento de Pérdidas Técnicas, ya sea como tributo (o impuesto) o un cargo sectorial.

Resolución (Ver [16])

En cumplimiento del Decreto, ANEEL (la Agencia Nacional de Energía Eléctrica) publicó la Resolución No. 152 del 3 de abril de 2003 en la que modifico la metodología del cálculo de las Tarifas de Uso de los Sistemas de Distribución de energía eléctrica (TUSD), incorporando las nuevas reglas y el concepto de revisión tarifaria para el cálculo del costo de distribución.

En 2005 se publica la Resolución Normativa ANEEL No. 166 que establece disposiciones consolidadas sobre el cálculo de TUSD y de Tarifas de Energía Eléctrica (TE). En el artículo 2, item XIII de esta resolución, se definen las “Pérdidas Eléctricas del Sistema de Distribución: pérdidas eléctricas reconocidas por la ANEEL para la revisión tarifaria periódica, compuestas por: a) pérdidas en la



Red Básica, correspondientes a las pérdidas en los sistemas de transmisión depuradas en el ámbito de la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica - CCEE; b) Pérdidas Técnicas, correspondientes a las pérdidas en el transporte de la energía en la red de distribución y c) Pérdidas No Técnicas, correspondientes a la parte de energía consumida y no facturada por las empresas concesionarias de distribución, debido a irregularidades en el registro de consumidores, en la medición y en las instalaciones de consumo;

En el artículo 7 define el procedimiento para el cálculo de las pérdidas en la red básica, que componen la Tarifa de Energía (TE), así: 7 - se aplica al mercado cautivo el porcentual de pérdidas en la Red Básica, calculado por la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica (CCEE); II - el valor resultante de la operación referida en el inciso I, obtenido en MWh, será multiplicado por el coste medio ponderado de adquisición de energía de la empresa concesionaria de distribución, definido enR$/MWh. ”

Resolución (Ver [17])

Las pérdidas en la Red Básica a las que hace mención la resolución son calculadas por la CCEE mediante el siguiente procedimiento: ‘E l Sistema Interconectado Nacional (SIN) es representado en la CCEE a través de una estructura de puntos de medición de generación y de consumo, posibilitando la Contabilización y Liquidación Financiera de las operaciones en el mercado de corto plazo. Para que sean obtenidos tales valores, las Reglas de Comercialización establecen un proceso de recuento y tratamiento de las cantidades de generación y consumo de energía eléctrica, que son agrupadas y ajustadas, posibilitando la contabilización de la energía comercializada por los Agentes. El procesamiento de los datos es llamado de Agregación Contable de la Medición. Los Ajustes son necesarios, pues, en la atención al consumo por la generación, ocurren pérdidas eléctricas en el sistema de transmisión. En la CCEE, estas pérdidas son rateadas entre los Agentes propietarios de puntos de medición de generación y de consumo. A través del rateo de las pérdidas, se garantiza que la generación efectiva total del sistema coincida con la carga efectiva total del sistema. El punto virtual donde las pérdidas entre los puntos de generación y de consumo se igualan es denominado Centro de Gravedad y es en este punto que son consideradas todas las compras y ventas de energía en la CCEE. La existencia de este punto virtual hace posible la comparación entre las mediciones realizadas en diferentes puntos reales del SIN. Los puntos del SIN que participan del referido rateo son aquellos definidos por la ANEEL como participantes del rateo de pérdidas de la red básica. Las pérdidas eléctricas son compartidas igualmente entre los puntos de generación y de consumo, siendo mitad de las pérdidas descontadas del total generado y la otra mitad añadida al total consumido. A partir de los valores de medición informados por los Agentes a la CCEE, los totales de generación y consumo de cada Agente en el Centro de Gravedad son calculados para utilización en el proceso de contabilización de la energía comercializada en el Mercado de Corta Plazo”


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Para más información (Ver [18])

Luego ANEEL emitió la Nota Técnica No. 026 de 2003 con la metodología para el cálculo de ESD (Cargos del Servicio de Distribución).

Nota técnica (Ver [19])

En 2007 ANEEL emitió la Nota Técnica No. 035 con la metodología actualizada para el cálculo de ESD.

Nota técnica (Ver[20])

Anexo de nota técnica (Ver [21])

La Resolución Normativa ANEEL 234 del 31 de octubre de 2006 Resolución Normativa ANEEL n. 234, de 31 de octubre de 2006 (Publicado en el Diario Oficial el 8 de noviembre de 2006, sección 1, p. 111) - pérdidas de energía (revisión tarifaria periódica).

En el anexo VIII define la metodología a ser utilizada en el segundo ciclo de revisión tarifaria de las empresas de distribución de energía eléctrica, para el tratamiento regulatorio de las pérdidas de energía en las tarifas de los sistemas de distribución, considerando el origen de las pérdidas (técnicas e No Técnicas),

(Ver [22]).

El reajuste Tarifario Extraordinario es un instrumento que busca compensar las pérdidas reconocidas a las empresas concesionarias distribuidoras de energía.

Reajustes a tarifas de 1999 y 2000 (Ver [23])

Para las pérdidas acumuladas en el periodo del 10 de enero a 25 de octubre de 2001 su recuperación fue establecida mediante la aplicación de los siguientes porcentajes de ajuste:

2,9% para sectores residenciales y rurales;

7,9% para los demás sectores, con las exclusiones previstas por la reglamentación.

Detalles del reajuste (Ver [24])

8. BOLIVIA

El mercado de distribución de energía eléctrica es atendido por 7 empresas. Son atendidos aproximadamente 1 millón de unidades consumidoras, de las cuales el 87% son consumidores residenciales.

Datos del mercado a 2006 (Ver [25])

Datos generales del mercado eléctrico de Bolivia actualizados a Diciembre de 2006 (Ver [26])

Datos del mercado de distribución (Ver [27])



Los principios y conceptos de determinación de precios de electricidad son los siguientes:

Precios de generador a distribuidor o precios de nodo.- Los precios de generador a distribuidor se calculan como precios máximos en cada nodo del Sistema Troncal de Interconexión. Los precios máximos de nodo están compuestos por: a) el precio de potencia de punta; y b) el precio de energía. El precio básico de energía se calcula como el promedio ponderado de los costos marginales de corto plazo de energía del sistema por los valores de demanda proyectados con la tasa de actualización estipulada en la Ley de Electricidad. El costo marginal de corto plazo de energía se considera como el costo de proveer una unidad de energía (kWh) adicional.

Precios máximos de transmisión.- Se calculan considerando el costo total de transmisión, que comprende la anualidad de la inversión y los costos de operación mantenimiento y administración de un sistema económicamente adaptado de transmisión. Estos precios se fijan semestralmente por parte de la Superintendencia de Electricidad.

Precios máximos de distribución.- Son fijados por las tarifas base y las fórmulas de indexación. Las tarifas base se calculan tomando en cuenta los costos de suministro, vale decir: compra de electricidad (energía, potencia y peaje), costos de operación: mantenimiento, administración, impuestos, depreciación y utilidad.

Las tarifas base son indexadas mensualmente mediante el cálculo de fórmulas que reflejan tanto la variación de los costos de distribución como los incrementos en eficiencia y el traspaso directo de variaciones en los costos de compra de energía e impuestos.

Estos precios máximos de distribución se aprueban cada cuatro años.

9. CHILE

Datos del mercado a 2006 (Ver [28])

El mercado de distribución de energía eléctrica es atendido por 34 empresas que son controladas en su totalidad por capitales privados. La demanda agregada nacional que en el 2004 alcanzó los 48.879,8 gigawatts-hora (GWh) está localizada territorialmente en cuatro sistemas eléctricos (SING, SIC, Aysen y Magallanes).

Datos del sector consolidados a 2006 (Ver [29])

Anexos (Ver [30])

El precio que las empresas distribuidoras pueden cobrar a usuarios ubicados en su zona de distribución, por efectuar el servicio de distribución de electricidad, esta dado por la siguiente expresión:


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Precio de Nudo + Valor Agregado de Precio a usuario final = Distribución + Cargo Único por uso del

Sistema Troncal

El Valor Agregado de Distribución (VAD) es fijado cada cuatro años por el Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, previo Informe Técnico de la CNE y corresponde básicamente un costo medio que incorpora todos los costos de inversión y funcionamiento de una empresa modelo o teórica operando en el país, eficiente en la política de inversiones y en su gestión, de modo que el VAD no reconoce necesariamente los costos efectivamente incurridos por las empresas distribuidoras. Las pérdidas están incluidas en el cálculo de VAD.

Para realizar este cálculo dividen al país en seis zonas (Ver [31])

Informes técnicos y la metodología de la CNE del cálculo de VAD para el periodo 2004-2008 (Ver [32])

Reportes de las empresas para el mismo periodo

10. ESPAÑA

La Ley 54/1997, del Sector Eléctrico, establece un nuevo modelo de funcionamiento del Sector Eléctrico Español. Bajo este nuevo esquema, la retribución de la actividad de distribución atiende los siguientes criterios: costo de inversión, operación y mantenimiento de las instalaciones, energía circulada, modelo que caracteriza las zonas de distribución, los incentivos que correspondan por la calidad del suministro y la reducción de las pérdidas, así como otros costos necesarios para desarrollar la actividad. Explícitamente la ley establece que se deben tomar en cuenta incentivos para la reducción de pérdidas.

El Mercado de Producción de Energía Eléctrica Español (pool), es donde los generadores acuden a vender energía mientras que las distribuidoras, las comercializadoras y los consumidores cualificados que ejerzan su condición de cualificados, acuden a comprar la energía necesaria para satisfacer la demanda. Este proceso de compra y venta de energía se realiza horariamente bajo la supervisión de la Compañía Operadora del Mercado Español de Electricidad (OMEL).

Los consumidores cualificados pueden acudir directamente al pool o por medio de una comercializadora. Estos consumidores cualificados se pueden clasificar en dos categorías:

a) consumidores cualificados en alta tensión (CCA) y b) consumidores cualificados en media tensión (CCM). Los primeros están conectados directamente a la red de transporte mientras que los segundos están conectados a las redes de media tensión de distribución. En la Figura 1 se muestra un esquema general del flujo monetario, debido a tarifas de acceso, compras de energía o tarifas íntegras, entre



los agentes que participan en el pool y el propio pool.

Barras de Central

Mercado de Producción de Energía Eléctrica (pool)

G eueiadDi en lé g im e u especia l ^ --------

Gx

c lie n te s a T a rifa

Figura 1. Esquema General del flujo monetario en el mercado español

Los agentes compradores de energía pagan en el pool la energía medida en sus contadores, incrementada por unas pérdidas. Esto se hace con el objeto de traspasar la energía medida en el punto de conexión del consumidor a energía en barras de central. En el caso de los consumidores cualificados, tanto de media como de alta tensión, ya sea directamente o a través de una comercializadora, se les asigna un coeficiente estándar dependiendo de la tarifa de acceso que tengan contratada. Los coeficientes estándares de pérdidas son determinados por la administración y publicados anualmente en el Real Decreto por el que se establecen las tarifas.

Las pérdidas debidas al transporte que son asignadas a las distribuidoras, se calculan descontando las pérdidas estándares que corresponden a los consumidores cualificados conectados directamente a la red de transporte, tal como se muestra en la ecuación (1).

E ccaí (1 K-ccai ) Ecuación 1.i i i

En donde Pd son las pérdidas a repartir entre las distribuidoras, Gi es la energía inyectada por el generador /', Edi es la energía que entra a la red de la distribuidora /, ECCAi es la energía demandada por el CCA / y kCCAi es el coeficiente de pérdidas estándares aplicado al CCA /. Las pérdidas sobrantes del transporte se reparten entre las distribuidoras proporcionalmente a su demanda por medio del coeficiente kd=Pd/SEd. Este coeficiente se utiliza para referir la energía medida en el punto de conexión de la distribuidora con la red de transporte a barras de



central.

Además, la obligación de pago de la distribuidora con el pool {Pagod) se obtiene aplicando el coeficiente de pérdidas de transporte (kd) a la energía que entra en la red de la distribuidora (Ed) y descontando la energía consumida (ECCM) y pérdidas estándares (kCCM) de los CCM conectados en su red, todo esto por el precio resultante en el pool (Px). Este cálculo se realiza para cada hora del día y de la forma que se muestra en la ecuación (2)

Pagoj, = Edll (1 + - X ECCM¡h (1 + kCCMi) Pxh Ecuación 2.

Este esquema de pérdidas estándares para consumidores cualificados y reparto de pérdidas sobrantes entre las distribuidoras consigue que en el pool se paguen exactamente las pérdidas reales de la red de transporte. Esta asignación de pérdidas del transporte introduce una distorsión ya que consumidores cualificados y distribuidoras no reciben el mismo tratamiento.

Sin embargo se tiene proyectado que los generadores internalicen en su precio el costo de las pérdidas.

La liquidación es el procedimiento mediante el cual los ingresos que las distribuidoras perciben de sus clientes, son repartidos entre los agentes que realizan las diferentes actividades del sistema eléctrico. Estos ingresos son repartidos según la asignación que regulatoriamente es establecida para cada agente. Esto incluye retribución de la actividad de transporte y distribución, costos permanentes del sistema, costos de diversificación, costos de abastecimiento y costos de transición a la competencia.

Según el Real Decreto 2017/1997, la Comisión Nacional de Energía (CNE) se encargará de la liquidación a efectos de retribución de las empresas distribuidoras. A cada distribuidor se le reconoce una cantidad en concepto de compra de energía en el pool para satisfacer la demanda de sus clientes. Este costo es conocido como costo liquidable por adquisición de energía. Para calcular este costo liquidable se utiliza el precio medio ponderado (Pm) que se determina con la ecuación (3).

T , PaS°dhPm = — h

E dh 0 + ) - E E CCMih ( ! + k CCM l )

Ecuación 3.

El costo liquidable se calcula como el producto del precio medio ponderado del mercado (Pm) por la energía distribuida a cada consumidor a tarifa {ECT) incrementada en las pérdidas estándares de dicho consumidor {kCT) y reducida la energía aportada por el régimen especial (Ex). Esto es:



Liq,CNE y E ct¡ (1 ^ ct, ) E x Pm Ecuación 4.

Si se comparan las ecuaciones anteriores se puede observar que la cantidad que se le reconoce a la distribuidora por compras de energía es diferente a lo que ella realmente ha pagado. La diferencia entre lo que se le reconoce y lo que realmente ha pagado puede ser positiva (beneficio) o negativa (penalización). Para cuantificar esto es necesario utilizar una expresión de balance entre la energía que entra a la red de media tensión o distribución y la energía realmente consumida en ésta. Esta expresión es la que se muestra en la ecuación (5).

Edh + Exh — E CTh (1 + ^ c r ) + E CC M h ( 1 + £ CCM ) Ecuación 5.

Los coeficientes k ’CT y k ’CCM representan las pérdidas reales ocasionadas en la red de distribución por los consumidores a tarifa y los CCM respectivamente. Estos coeficientes de pérdidas reales están referidos al punto de conexión entre la distribuidora y la red de transporte y no hasta barras de central como los coeficientes estándares. Si a los coeficientes reales se les aplica el coeficiente de pérdidas en el transporte (kdh) entonces se obtiene el mismo efecto de los coeficientes estándares, es decir, traspasar la energía hasta barras de central. El beneficio o penalización que percibe la distribuidora viene dado por la ecuación (6).

B l P = Pm (1 + k CT E CTk (1 + ^ cr ^cT,, (1 )

Pm (1 + k CCM E CCMk (X + k CCM E CCMh (1 + k dh) + PmEcuación 6.

El primer sumando de la ecuación se interpreta como un beneficio o penalización debido a la diferencia entre las pérdidas reales y estándares de los consumidores a tarifa. El segundo sumando es un beneficio o penalización debida a la diferencia entre las pérdidas reales y estándares de los CCM conectados en la red de la distribuidora. La distribuidora, al ser la propietaria de la red, puede tomar las medidas que estime conveniente para modificar los coeficientes reales de pérdidas y así sacar mejor provecho a este beneficio o penalización.

El tercer sumando es debido a la presencia de generación en régimen especial y se puede interpretar como un beneficio o penalización por pérdidas evitadas en la red de transporte. Aunque matemáticamente este término siempre será positivo, no se puede afirmar que siempre sea un beneficio para la distribuidora ya que la presencia de estos generadores aumentará o disminuirá indirectamente las pérdidas reales en la red de distribución. El cambio de la pérdidas reales se verá reflejado en los coeficientes k ’CT y k ’CCM de los otros dos sumandos de la



ecuación por lo que se modificará el beneficio o penalización total. Dependerá pues, del balance entre pérdidas evitadas en el transporte y pérdidas ocasionadas o evitadas en la red de distribución, el que la presencia de generación en régimen especial se convierta en un beneficio o no.

Algunas de las ventajas que algunos asignan al actual sistema son:

Se incentiva a que las distribuidoras disminuyan las pérdidas de su red ya que se les reconoce en la liquidación la compra de las pérdidas estándares en su red pero la distribuidora paga las pérdidas reales.

Permite que la distribuidora se pueda beneficiar por la presencia de generadores en régimen especial en su red.

Por otra parte, el actual sistema posee ciertas críticas de algunos analistas:

No envía ninguna señal para que los generadores y las demandas se ubiquen en puntos de la red donde ocasiones menos pérdidas. A los generadores, en régimen ordinario o en régimen especial se les paga por toda su energía generada.

Los clientes cualificados o a tarifa no reciben ninguna penalización por ubicarse en sitios donde provoquen demasiadas pérdidas. Esto es debido a que todos los clientes pagan pérdidas estándares las cuales están indexadas a su tarifa de acceso o tarifa íntegra.

La utilización de coeficientes de pérdidas estándares no tiene en cuenta la caracterización objetiva y geográfica de la red.

Se introduce una distorsión al repartir discriminatoriamente las pérdidas del transporte ya que los CCA pagan pérdidas estándares mientras las distribuidoras se reparten las pérdidas sobrantes.

No existe ninguna señal para que el transportista disminuya las pérdidas.

En conclusión, las distribuidoras se benefician de la diferencia entre las pérdidas reales y las pérdidas estándares de todos los clientes, cualificados o a tarifa, conectados a su red. Por lo tanto, existe incentivo para las distribuidoras a disminuir las pérdidas en su red.

En la asignación de pérdidas en el transporte hay una distorsión debido a que a las distribuidoras se les asignan en el pool las pérdidas una vez descontadas las pérdidas estándares de los clientes cualificados conectados a la red de transporte. Nadie tiene incentivos a reducir dichas pérdidas y las distribuidoras se ven afectadas por algo que no pueden controlar.

La presencia de generadores en régimen especial conectados en las redes de distribución puede ocasionar en principio un beneficio a las distribuidoras por pérdidas evitadas en la red de transporte. Sin embargo, esta generación podría aumentar o disminuir las pérdidas en la propia red de distribución por lo que el balance final para la distribuidora puede ser positivo o negativo.



Los generadores en régimen ordinario cobran por toda su energía generada y no participan de las pérdidas. Por esto se dice que no existe ningún incentivo a que los nuevos generadores se sitúen en sitios de la red que ayuden a la disminución de pérdidas del transporte. Los generadores en régimen especial conectados a la red de distribución tampoco participan de las pérdidas por lo que no reciben ninguna señal de donde ubicarse. Ningún generador, en régimen especial o no, es penalizado por ubicarse en sitios donde produzcan más pérdidas.

El transportista tampoco tiene ningún incentivo para disminuir las pérdidas del transporte ya que todo el dinero que recibe el pool va a parar a los generadores. Debido a que a los clientes finales se les asignan unas pérdidas estándares, no existe ningún incentivo para que se sitúen en puntos de la red en los cuales ocasionen menos pérdidas.

En enero de 2007, El Ministerio de Industria, Turismo y Comercio envió para su informe a la Comisión Nacional de Energía (CNE) el borrador el Real Decreto por el que se regula la actividad de distribución de energía eléctrica.

En la actualidad, la retribución de la distribución de energía eléctrica depende, como ya se ha mencionado, de un régimen provisional creado en 1998, que ha permanecido inalterable desde aquella fecha. En este régimen la retribución de la distribución se actualiza según una fórmula que tiene en cuenta la subida del IRC y los incrementos del mercado. Dicho sistema no aportaba incentivos a las empresas a la hora de invertir en la mejora de su infraestructura.

La excesiva prolongación de un período que estaba considerado provisional y, sobre todo, la ausencia de estímulos que animaran a las empresas a invertir en la mejora de sus instalaciones, han sido las razones principales de la elaboración de la nueva normativa, cuya principal novedad es la de introducir incentivos para las empresas en función de la calidad del suministro y de la reducción de pérdidas.

Menciona este borrador, entre otros asuntos, los siguientes:

Los distribuidores estarán obligados a aportar información por medios telemáticos o cualquier otro medio que consideren oportuno para permitir la adecuada supervisión y control de su actividad por parte de las autoridades regulatorias.

El incentivo a la calidad del servicio será asociado con el grado de cumplimiento durante el año anterior de los objetivos para los índices de calidad de servicio. A estos efectos, se considerarán índices de calidad del año anterior los que correspondan a los doce meses anteriores al 30 de junio del año anterior. Dicho incentivo a la calidad será una función lineal acotada de la diferencia entre los índices de calidad que se calculen para cada distribuidor y los respectivos valores objetivos.

El incentivo a la reducción de pérdidas se calculará como la diferencia entre el valor de las pérdidas reales atribulóles a cada distribuidor y el valor de pérdidas objetivo de dicho distribuidor, valorada al precio medio de adquisición de la energía eléctrica en el mercado de producción.



La lista de distribuidores actualizada (Ver [33])

Estadísticas del sector para el año 2005 (Ver [34])

11. REINO UNIDO

Existen 14 operadores de redes de distribución licenciados (DNO por sus siglas en inglés) cada uno responsable por un área de distribución de servicios. Los 14 operadores de redes de distribución son propiedad de siete grupos diferentes. Hay también operadores de redes independientes que poseen y operan redes más pequeñas embebidas en las redes de los DNO.

Los consumidores domésticos y la mayoría de consumidores comerciales compran a su electricidad a proveedores que pagan a los DNO por transportar la electricidad a través de sus redes a sus clientes. Los proveedores transfieren estos costos a los consumidores. El costo de distribución es de alrededor el 20% de la factura eléctrica.

OFGEM administra un régimen control de precios que asegura que distribuidores eficientes pueden ganar un retorno justo luego de los costos de capital y operación mientras limitan los valores que pueden cobrársele a los consumidores. Los cargos de distribución son generalmente dados para periodos de cinco años y los actuales cargos tienen fecha del 1 de abril de 2005 a 31 de marzo de 2010.

Más información sobre aspectos regulatorios (Ver [35])

Pérdidas desagregadas por Operador de red y en los diferentes periodos regulatorios (Ver [36])

Los DNO tienen los incentivos para un manejo eficiente de pérdidas siendo remunerados por la reducción de pérdidas y penalizados por el incremento de las mismas, relativo a un nivel objetivo. El nivel objetivo es fijado por un periodo de cinco años y cada unidad de pérdidas eléctricas está tasada en 4.8 p/kWh.

Más detalles de este mecanismo (Ver [37])

12. SUDAFRICA

La generación se encuentra parcialmente privatizada, la compañía estatal Eskom controla el 91% de la capacidad de generación, seguida por compañías municipales con 6% y generadores privados con el 3% que participan en el mercado mediante acuerdos PPA con Eskom y los municipios.

La transmisión es propiedad de Eskom, no se tiene aun un régimen regulatorio par la distribución.

Los usuarios con un consumo mayor de 100 GWh/y en promedio durante los últimos tres años tienen la posibilidad de negociar directamente su energía en el mercado. La tarifa de los otros usuarios es regulada por los municipios, basados en la guía publicada por el organismo regulador nacional.



Respecto a las perdidas, el costo de estas es recuperado como función de (a) el factor de perdidas apropiado para el nivel de tensión relevante y (b) el costo de las compras de energía del distribuidor en u periodo determinado de tiempo

El cargo para las pérdidas totales es el siguiente:

Cargo = X(energía entregada t x (factor de perdidas en distribución x factor de perdidas en transmisión - 1) x Pt

donde

t = periodo de tiempo

Pt = compras de energía

Para conocer más sobre la aplicación de los factores de perdidas, puede consultarse la guía para el manejo de tarifas (Ver [38])

13. AUSTRALIA

La generación está parcialmente privatizada. La electricidad en Australia viene de 49 GW de capacidad, de los cuales el 59% es a carbón, 16% hidroeléctrica y 21% a gas, la generación es altamente dependiente de las plantas a carbón de las cuales se dio el 77% de la producción en el 2004, aunque la participación del gas aumenta especialmente en los estados del sur y el oeste. El dominio de la generación continua concentrado y barreras a la entrada persisten.

El Mercado Nacional de electricidad (MEM), es un mercado pool obligatorio operado por la compañía nacional de manejo del mercado de la electricidad (NEMMCO) y se rodea de 60 entidades de todo el país.

La transmisión y la distribución son actividades parcialmente privatizadas. La red interconectada servida por el MEM es operada por 8 transmisores, en los cuales hay compañías privadas y públicas, bajo un régimen de TPA.

13 distribuidores, privados y públicos, bajo diferentes regímenes de TPA, cada estado y territorio tienen de hecho su propio regulador independiente, los cuales fijan precios y estándares de servicio. De cualquier modo un organismo regulador central se hará cargo de agrupar estas labores dispersa para el año 2008

La comercialización se encuentra parcialmente privatizada, la competencia al detai ha sido introducida desde el año 2003.

Información sobre los índices de pérdidas (Ver [39])

Finalmente anexamos un cuadro comparativo de la información reportada y la comparación de los valores actualizado al año 2006 y los datos de la agencia internacional de energía actualizados al 2004.



REFERENCIAS

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[21] www.aneel.gov.br/arquivos/PDF/Anexo_NT0035-2007SRDANEEL.pdf

[22] http://www.aneel.gov.br/cedoc/ren2006234.pdf

[23] www.aneel.gov.br/aplicaoes/reposicionamiento tarifario/default aplicacao Reposicionamento Tarifario.cfm

[24] http://www.aneel.gov.br/aplicacoes/TarifaReajusteRevisao/default.cfm

[25] www.superele.gov.bo/¡ndex.php?opt¡on=com_docman&task=doc_download&gid=22 8&ltemid=31

[26] www.superele.gov.bo/index.php?option=comcontent&task=view&id=100&ltemid=77

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[28] www.cne.cl/estadisticas/anuario/excel_plantillas/electricidad/3_ventas_consumo.xls

[29] www.cne.cl/estadisticas/anuario/electricidad/php_electricidad-3.02.php

www.cne.cl/estadisticas/anuario/electricidad/php_electricidad-3.03.php



[30] www.cne.cl/archivos_bajar/balances/BNE2006.xls

[31] www.cne.cl/electricidad/f_sector.html

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Comisión de Regulación de Energía y...

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