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TABLA DE CONTENIDO

ANÁLISIS DEL MARCO REGULATORIO APLICABLE A LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN COLOMBIA

1. ANTECEDENTES 1.1 ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN 1.2 ACTIVIDAD DE COMERCIALIZACIÓN 1.3 ESTUDIO – CERI – “LOSS OF ELECTRIC ENERGY ON THE COLOMBIAN ELECTRIC

SYSTEM” 2. ANÁLISIS DE LA SITUACIÓN DE PÉRDIDAS DE LAS EMPRESAS

DISTRIBUIDORAS-COMERCIALIZADORAS 2.1 EVALUACIÓN DE LA EVOLUCIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA

DURANTE EL PERÍODO 1996 -2002 2.2 EVALUACIÓN DEL IMPACTO DE LA EVOLUCIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA

ELÉCTRICA DURANTE EL PERÍODO 1996-2002, EN LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS-COMERCIALIZADORAS

2.2.1 EFECTO DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN-COMERCIALIZACIÓN. ACTIVIDAD DE COMERCIALIZACIÓN

2.2.2 EFECTO DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN-COMERCIALIZACIÓN. ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN

2.2.3 CUANTIFICACIÓN AGREGADA DE LOS EFECTOS DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN-COMERCIALIZACIÓN

3. ASIGNACIÓN Y TRATAMIENTO DE LAS PÉRDIDAS NO TÉCNICAS 3.1 CRITERIOS DE ASIGNACIÓN DE LAS PÉRDIDAS NO TÉCNICAS ENTRE AGENTES

DEL MERCADO Y USUARIOS 3.2 LAS PÉRDIDAS NO TÉCNICAS Y LOS COMERCIALIZADORES 3.3 LAS PÉRDIDAS NO TÉCNICAS Y LOS DISTRIBUIDORES 4. TRATAMIENTO APLICABLE A LAS PÉRDIDAS DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN

NACIONAL (STN) 5. LOS PROGRAMAS DE REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS NO TÉCNICAS – ASPECTOS

LEGALES Y MICROECONÓMICOS 6. PROPUESTA REGULATORIA APLICABLE A LAS PÉRDIDAS DE DISTRIBUCÓN -

OFGEM 6.1 GENERALIDADES 6.2 ELECTRICITY DISTRIBUTION LOSSES - INITIAL PROPOSALS 6.2.1 OBJETIVO DE LA PROPUESTA 6.2.2 CONSIDERACIONES DE LA PROPUESTA 6.2.3 DIRECTRICES DE POLÍTICA 6.2.4 TRATAMIENTO DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA 6.2.5 DISEÑO DE INCENTIVOS 6.2.6 EVALUACIÓN DE OPCIONES 6.2.7 VALORACIÓN DE LOS BENEFICIOS DE REDUCIR PÉRDIDAS 6.2.8 ESTIMACIÓN DE LOS COSTOS MARGINALES DE LAS PÉRDIDAS 6.2.9 FRECUENCIA DE REVISIÓN DEL ESTIMATIVO 6.2.10 DIFERENCIACIÓN ENTRE DIFERENTES TIPOS DE PÉRDIDAS 7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Autor: Carmenza Chahín Álvarez

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ANÁLISIS DEL MARCO REGULATORIO APLICABLE A LAS

PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN COLOMBIA

1. ANTECEDENTES La Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG próximamente definirá las reglas aplicables en materia de pérdidas de energía en la actividad de Comercialización. Las normas que la CREG expida regirán durante el quinquenio tarifario 2003-2007. Asocodis contrató la ejecución del presente estudio, con el objetivo de contar con elementos de juicio en el proceso de discusión que adelantará la CREG con los agentes sectoriales, previa la adopción de las disposiciones que finalmente se acojan. En la medida en que la regulación que se encuentra en desarrollo, se asocia con el negocio de Comercialización, el énfasis del análisis que aquí se presenta se concentra en las denominadas pérdidas no técnicas. Toda vez que las pérdidas no técnicas afectan tanto al Distribuidor como al Comercializador del servicio eléctrico, si bien, la CREG ya definió el tratamiento aplicable a la actividad de Distribución, en lo referente a las pérdidas máximas reconocidas en cada nivel de tensión, ello no impide que se puedan discutir aspectos complementarios relacionados con este tema que podrían ser objeto de ajuste o adición a la reglamentación ya expedida. Los niveles de pérdidas reconocidas durante la vigencia tarifaria 1998-2002, en las actividades de Distribución-Comercialización y Comercialización, en el ámbito del mercado regulado, se presentan a continuación:

Nivel de Tensión Pérdidas Máximas Reconocidas Distribución

Pérdidas Máximas Reconocidas

Comercialización Nivel 4 1,50% 3,53% Nivel 3 3,00% 5,06% Nivel 2 5,00% 7,10% Nivel 1 – 1998 15,00% 20,00% Nivel 1 – 1999 14,00% 18,25% Nivel 1 – 2000 13,00% 16,50% Nivel 1 – 2001 12,00% 14,75% Nivel 1 – 2002 11,00% 14,75%


3

Mientras en el caso de Distribución, como se mencionó, ya se adoptó un nuevo esquema en lo referente a pérdidas reconocidas durante el quinquenio 2003-2007, en el caso de Comercialización continúa vigente el régimen anterior. En las siguientes secciones se resume la situación actual de la temática de pérdidas para las dos actividades. Así mismo, en el Numeral 1.3 se extractan conclusiones consideradas relevantes, del estudio que el CERI desarrolló para la CREG y que entre otros elementos, sirvió como soporte a las decisiones ya adoptadas, así como, servirá como soporte a las que se encuentran en proceso de adopción. 1.1 ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN La Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG, en el contexto de la aprobación de los principios generales y la metodología para el establecimiento de los cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional y Distribución Local, definió el tratamiento aplicable a las pérdidas de electricidad en dichos sistemas. Los términos de la decisión adoptada, contenidos en el Anexo 10 de la Resolución CREG-082 de 2002, fueron los siguientes: i) Pérdidas Reconocidas por Nivel de Tensión

Año Nivel 4 Nivel 3 Nivel 2 Nivel 1 (P4) (P3) (Pu2) (Pr2) (Pu1) (Pr1)

2003 1,35% 1,47% 1,53% 5,05% 6,47% 10,34% 2004 1,19% 1,44% 1,53% 5,05% 5,94% 9,45% 2005 1,04% 1,41% 1,53% 5,05% 5,41% 8,56% 2006 0,88% 1,38% 1,53% 5,05% 4,88% 7,67% 2007 0,73% 1,35% 1,53% 5,05% 4,35% 6,78%

Debido a desagregación de la infraestructura existente en los Niveles de Tensión 1 y 2, en Urbano y Rural, las “Pérdidas Reconocidas” en estos niveles para cada empresa son diferentes, según la clasificación de sus activos en los segmentos mencionados:

+

+

+

=

jPDU

jPDR

jPDU

jPDU

jPDR

jPDR

kjnP *

kn,Pu*

kn,Pr

,,


4

donde: n: Niveles de Tensión 1 y 2. Pn,k: Pérdidas a reconocer al OR j en el Nivel de Tensión n en

el año k. Prn,k: Pérdidas Rurales que se reconocen en el Nivel de

Tensión n en el año k. Pun,k: Pérdidas Urbanos que se reconocen en el Nivel de

Tensión n en el año k. PDRj: Capacidad de transformación total instalada en

transformadores de distribución de la zona rural (grupo 4 de calidad) del OR j, reportada a la CREG, a la fecha de solicitud de aprobación de cargos, en cumplimiento de las disposiciones vigentes en materia de calidad del servicio.

PDUj: Capacidad de transformación total instalada en

transformadores de distribución de la zona urbana (grupos 1, 2 y 3 de calidad) del OR j, reportada a la CREG, a la fecha de solicitud de aprobación de cargos, en cumplimiento de las disposiciones vigentes en materia de calidad del servicio.

La caracterización de la infraestructura de Distribución en Urbano y Rural, tomando como único elemento de discriminación la Capacidad de Transformación instalada, es insuficiente y puede dar origen a distorsiones. La extensión de las líneas de sub-transmisión que opera una empresa, constituye una variable determinante del tipo de mercado que atiende y no puede ser ignorada, debido a su impacto significativo sobre el nivel de pérdidas registradas. ii) Factores de Pérdidas para Referir Medidas a otros Niveles

de Tensión En el Anexo citado se determinan los factores aplicables a cada Nivel de Tensión, para referir las medidas de energía a otros niveles de tensión, durante cada año del período tarifario, considerando las pérdidas de energía reconocidas a los STR´s y/o SDL.


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1.2 ACTIVIDAD DE COMERCIALIZACIÓN La CREG definió algunas de las reglas sobre “Pérdidas Reconocidas” en el negocio de Comercialización, al establecer los términos en los cuales se efectuaría el pass-through de los Cargos por Uso de los STR´s y/o SDL´s. En lo que respecta a las “Pérdidas No Técnicas”, existe un tratamiento asimétrico en la forma en que estas se asignan entre los Comercializadores que actúan en un mercado. Mientras las “Pérdidas” de los agentes que únicamente ejercen la actividad de Comercialización en un mercado, equivalen a las “Pérdidas Reconocidas” por el Regulador, al agente Distribuidor-Comercializador del mercado correspondiente, se le asigna cualquier diferencia existente entre las “Pérdidas Reales” del mercado y las “Pérdidas Reconocidas”. En la medida en que en un mercado aumenta el nivel de penetración de terceros Comercializadores, la probabilidad de que las “Pérdidas Reales” de cada Comercializador no integrado, superen las “Pérdidas Reconocidas”, también se incrementa. 1.3 ESTUDIO – CERI – “LOSS OF ELECTRIC ENERGY ON THE

COLOMBIAN ELECTRIC SYSTEM” En el estudio del CERI se destacan, entre otras, las siguientes conclusiones consignadas en el informe del Grupo Consultor: De la Información: • La información de los sistemas de distribución es insuficiente para

determinar exactamente las pérdidas de las líneas. • Las pérdidas técnicas se determinan normalmente mediante fórmulas

empíricas que usan datos de conductor/equipamiento, e información de carga. Los datos sobre conductor/equipamiento generalmente están disponibles, pero la información de carga es la más difícil de determinar. Colombia no cuenta con los datos pertinentes para determinar el nivel de pérdidas no técnicas en las líneas de los sistemas de bajo voltaje. Se recomienda:

- Determinar el nivel existente de pérdidas técnicas. A menos que

el regulador haya encontrado imprudencia en el pasado, el nivel existente de pérdidas técnicas podría ser usado para determinar el nivel de pérdidas de partida.


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- Determinar el nivel óptimo de pérdidas técnicas en las líneas. Esta determinación incluye la definición de las pérdidas económicamente eficientes de las líneas, más el efecto de otras restricciones relacionadas con criterios de planeamiento y parámetros de diseño. En el largo plazo, el nivel de pérdidas debería ser igual al nivel de pérdidas óptimo.

- Determinar el período de transición. El período de transición

debe tomar en cuenta la economía de reconstruir un sistema antes del final de su vida útil.

• Las pérdidas no técnicas se determinan como el valor residual de

restar de las pérdidas totales las pérdidas técnicas. El error en la determinación de las pérdidas técnicas depende de la información disponible sobre carga y equipamiento. El cálculo exacto de las pérdidas no técnicas es aún más difícil. No hay fórmula para cuantificarlas.

• Según la experiencia de los distribuidores y comercializadores, las

pérdidas no técnicas ocurren en todos los niveles de tensión. Las pérdidas no técnicas no pueden asociarse con un área geográfica específica, o con un grupo específico de consumidores.

• La información de medidores no es suficiente para diferenciar las

pérdidas por niveles de voltaje, ni es económico medir energía en cada nivel de transformación.

De las Pérdidas Técnicas: • Las pérdidas técnicas son una función de ingeniería, planeamiento,

diseño, construcción y operación del sistema eléctrico. • Mientras algunas compañías de distribución han incorporado el

concepto de eficiencia económica en el diseño del sistema de distribución, otras compañías no han incorporado este criterio.

• El criterio de diseño es el de mayor impacto en la cantidad de

pérdidas técnicas del sistema de distribución colombiano. En particular, los estándares de diseño para el Nivel 1 parecen ser los que más contribuyen al nivel actual de pérdidas técnicas.

• En Colombia, los sistemas de bajo voltaje, particularmente en los

niveles 1 y 2, con frecuencia se construyen de manera radial y no como red anillada.


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• Con el fin de reducir el nivel de pérdidas de las líneas, algunas

empresas requieren nuevos estándares de diseño. Implantar nuevos estándares de diseño podría requerir una reconstrucción del sistema de distribución. Una reconstrucción total del sistema de distribución es costosa e implica tiempo. El momento oportuno para actualizar el sistema de distribución es al final de su vida útil.

• Los dos principales factores que inciden en las pérdidas del sistema

de distribución son la densidad eléctrica (rural versus urbana), y el diseño del sistema. Los criterios de diseño tienden a basarse en las cantidades de consumo de electricidad existentes en el momento, y no toman en cuenta el crecimiento de este consumo.

• El nivel adecuado de pérdidas, es el nivel de pérdidas (y sus costos

asociados) que las empresas eléctricas pueden recuperar de sus consumidores – los comercializadores. Por lo tanto, el nivel de pérdidas debería empezar en el nivel existente, y debería finalmente alcanzar el nivel óptimo después del período de transición.

• Las pérdidas de los STR/SDL podrían reducirse al 7.7% en el año

2026, lo anterior equivale a unas pérdidas de 2980 GWh/año a un costo de US$ 125 millones de dólares. El costo de implantar programas de reconstrucción del sistema total podría alcanzar los US$ 950 millones de dólares. Recursos que se invertirían durante los próximos 20 años.

• La generación distribuida tiene el beneficio de que el consumo de

energía está cerca del punto de producción. Por lo tanto, evita la necesidad de que la energía sea transformada a altos voltajes, para transmisión a largas distancias.

De las Pérdidas No Técnicas: • Las pérdidas no técnicas representan aproximadamente la mitad de

las pérdidas del sistema de distribución. • Las pérdidas no técnicas por diferentes conceptos tienen la siguiente

distribución estimada: Fraudes 1/3; Administración 1/4; Medición 1/12; Conexiones Ilegales 1/4; y Zonas Rojas 1/91.

1 Posible error de trascripción, debe tratarse de 1/12 y no de 1/9.


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De Consideraciones sobre las Pérdidas en General: • Las diferencias en los sistemas de distribución de una jurisdicción a

otra, resultan en grandes diferencias en las pérdidas totales. • Los distribuidores y comercializadores pueden no tener recursos

financieros disponibles para hacer inversiones que les permitan un manejo más efectivo de las pérdidas.

De la Práctica Regulatoria: • Las compañías de electricidad en Alberta no son responsables por el

costo de las pérdidas en su sistema. Estos costos son directamente asignados a los comercializadores.

• En Canadá y Estados Unidos, a las compañías de distribución

generalmente se les permite recobrar el costo proyectado de las pérdidas técnicas y no técnicas.

Los extractos consignados, no tienen otra finalidad que resaltar algunos resultados obtenidos por el Grupo Asesor en desarrollo del estudio, muchos de los cuales no fueron tenidos en cuenta por la CREG en la adopción de las disposiciones regulatorias ya expedidas. Así mismo, se destacan otras conclusiones del CERI, que sirven de marco conceptual para algunas de las propuestas y recomendaciones que se plantearán en el presente análisis. 2. ANÁLISIS DE LA SITUACIÓN DE PÉRDIDAS DE LAS

EMPRESAS DISTRIBUIDORAS-COMERCIALIZADORAS El diagnóstico que se desarrolla en el presente Numeral, se realizó con base en la información disponible en la página web de la CREG principalmente, y en la página web de ISA S.A. E.S.P. marginalmente. El objetivo del diagnóstico es evaluar el efecto que ha tenido sobre las empresas el marco regulatorio vigente, en lo que hace referencia al tratamiento de las pérdidas de energía en general, y de manera particular sobre las empresas de Distribución-Comercialización integradas verticalmente. Toda vez que son estas últimas las que asumen de manera integral la problemática de las pérdidas de electricidad.


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2.1 EVALUACIÓN DE LA EVOLUCIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA DURANTE EL PERÍODO 1996 -2001

En la Tabla 1 se presenta la evolución del índice de pérdidas de 30 empresas Distribuidoras-Comercializadoras, durante el período comprendido entre los años 1996-2001. TABLA 1

EVOLUCIÓN ÍNDICE DE PÉRDIDAS 1996 1997 1998 1999 2000 2001 Tulúa 12,80% 12,80% 12,40% 10,90% 11,00% 8,40%Codensa 22,60% 17,70% 17,80% 11,30% 10,50% 10,40%EPM 15,10% 15,30% 12,70% 13,80% 12,40% 11,20%Popayán 14,00% 7,80% 14,00% 13,20% 14,50% 12,30%EPSA 21,00% 19,70% 17,80% 14,60% 12,80% 12,70%Edeq 18,00% 20,80% 18,10% 21,20% 19,10% 15,40%Ebsa 13,50% 17,90% 16,40% 19,40% 20,30% 17,50%Emcali 15,50% 15,50% 16,10% 15,70% 17,90% 18,20%Eade 23,70% 24,60% 26,20% 18,20% 18,90% 19,70%Pereira 22,90% 20,10% 18,10% 19,40% 22,30% 21,90%Chec 21,80% 21,30% 21,70% 22,20% 24,00% 23,90%Electrolima 21,00% 29,90% 18,50% 25,50% 21,20% 25,10%Santander 14,50% 16,50% 19,60% 22,40% 23,20% 25,30%Enelar 22,60% 29,10% 22,00% 26,00% 20,60% 27,70%Cundinamarca 17,00% 21,30% 24,20% 19,50% 26,40% 28,20%Cedelca 27,90% 29,30% 31,00% 27,10% 24,80% 28,60%Córdoba 36,40% 37,30% 36,60% 26,90% 32,70% 30,30%Electribol 21,20% 24,20% 25,60% 26,90% 32,70% 30,30%Magangué 33,20% 28,40% 27,70% 26,90% 32,70% 30,30%Sucre 26,80% 31,50% 30,80% 26,90% 32,70% 30,30%Caquetá 20,90% 21,20% 26,40% 30,80% 32,70% 31,30%Cens 21,90% 27,90% 29,80% 33,50% 31,80% 33,70%Electranta 25,60% 24,70% 28,00% 31,20% 34,40% 33,80%Electrocesar 30,00% 34,60% 29,80% 31,20% 34,40% 33,80%Magdalena 33,20% 29,00% 30,10% 31,20% 34,40% 33,80%Guajira 22,90% 29,60% 30,40% 31,20% 34,40% 33,80%Huila 22,50% 27,20% 20,30% 27,70% 27,00% 33,80%Meta 20,20% 22,70% 21,10% 24,10% 31,40% 35,80%Cedenar 33,10% 34,60% 36,30% 32,20% 35,50% 38,00%Chocó 38,40% 42,30% 45,00% 47,60% 50,40% 50,10%

Los datos muestran que la situación de las empresas en términos generales, se ha venido deteriorando. La Electrificadora del Chocó registró consistentemente el Índice de Pérdidas más alto durante todo el


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período, pasando del 38,4% en 1996 al 50,1% en el 2001. En contraste, los menores Índices de Pérdida se registraron en la Compañía de Electricidad de Tuluá, las Empresas Municipales de Energía Eléctrica de Popayán y Codensa, registros que oscilaron entre el 8% y el 13%. Mientras Codensa es el mercado de comercialización más grande del país, las Empresas Municipales de Energía Eléctrica de Popayán es el mercado más pequeño. A nivel promedio, el Índice presentó el siguiente comportamiento:

1996 1997 1998 1999 2000 2001 23,01% 24,49% 24,15% 24,29% 25,90% 26,19%

Nótese que el promedio se incrementó en 3,18 puntos durante el período considerado. Gráficamente, la evolución de la variable se presenta en la siguiente Figura:


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FIGURA 1

Evolución de las Pérdidas de Electricidad en Distribución-Comercialización

5,00%

10,00%

15,00%

20,00%

25,00%

30,00%

35,00%

40,00%

45,00%

50,00%

55,00%

1996 1997 1998 1999 2000 2001

Años

Porc

enta

je d

e Pé

rdid

as

TulúaCodensaEPMPopayánEPSAEdeqEbsaEmcaliEadePereiraChecElectrolimaSantanderEnelarCundinamarcaCedelcaCórdobaElectribolMaganguéSucreCaquetáCensElectrantaElectrocesarMagdalenaGuajiraHuilaMetaCedenarChocó

Se destaca en la gráfica la no existencia de una tendencia marcada de conjunto. Es decir, puede afirmarse que las señales regulatorias que tenían como objetivo inducir la reducción sistemática de las pérdidas del Sistema Interconectado Nacional, no lograron su objetivo.


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Dividiendo el conjunto de empresas, se identifican aquellas que han reportado tendencia a la reducción del Índice de Pérdidas. Se seleccionaron aquellas Distribuidoras-Comercializadoras que durante el período de análisis presentaron una disminución superior al 20% en el Índice, comparando el registro de 2001 con el de 1996:

FIGURA 2

Empresas Distribuidoras-Comercializadoras con Reducción de las Pérdidas de Electricidad Superior a un 20% durante el Quinquenio 1996-2001

5,00%

10,00%

15,00%

20,00%

25,00%

1996 1997 1998 1999 2000 2001

Años

Porc

enta

je d

e Pé

rdid

as

TulúaCodensaEPMEPSA

La Compañía de Electricidad de Tuluá, Codensa, Empresas Públicas de Medellín y la Empresa de Energía del Pacífico, se ubicaron en este grupo. Lo anterior implica que las Empresas Municipales de Energía Eléctrica de Popayán, si bien, clasifican como una de las empresas con Índices de Pérdidas más bajos, no experimentaron una tendencia hacia la reducción del mismo. La característica común de las compañías señaladas, es que cuentan con programas de reducción de pérdidas estructurados. Los programas desarrollados por estas empresas han sido significativos en términos de inversiones, particularmente en el caso de las tres últimas (Codensa, EPM y EPSA). Así mismo, se ha logrado mantener la continuidad y el énfasis en la ejecución de los programas.


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En el otro extremo, se identifican aquellas empresas que han reportado tendencia al incremento del Índice de Pérdidas. Se seleccionaron aquellas Distribuidoras-Comercializadoras que durante el período de análisis presentaron un aumento superior al 20% en el Índice, comparando el registro de 2001 con el de 1996:

FIGURA 3

Empresas Distribuidoras-Comercializadoras con Aumento de las Pérdidas de Electricidad Superior a un 20% durante el Quinquenio 1996-2001

5,00%

10,00%

15,00%

20,00%

25,00%

30,00%

35,00%

40,00%

45,00%

50,00%

55,00%

1996 1997 1998 1999 2000 2001

Años

Porc

enta

je d

e Pé

rdid

as

EbsaSantanderEnelarCundinamarca

ElectribolCaquetáCensElectranta

GuajiraHuilaMetaChocó

Las Electrificadoras de Boyacá, Santander, Bolivar, Caquetá, Atlántico, La Guajira, Meta y Chocó, las Empresas de Energía de Arauca y Cundinamarca y las Centrales Eléctricas de Norte de Santander, se encuentran en este grupo2. Ocho, de los doce mercados de comercialización relacionados, corresponden a compañías en las que la Nación es el accionista mayoritario. Las empresas restantes hacen parte de los mercados de Electrocosta y Electricaribe, mercados que han cambiado tres veces de propietario mayoritario en el último quinquenio.

2 A mediados de 1999 las siguientes empresas se fusionan: Las Electricadoras del

Atlántico, Cesar, La Guajira y Magdalena en Electricaribe. Las Electricadoras de Bolivar, Córdoba, Sucre y la Empresa de Energía de Magangué en Electrocosta.


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La clasificación del Índice de Pérdidas por rangos de frecuencia durante el período 1996-2001, así como, el histograma de los Índices registrados en el mismo lapso, se presentan en las gráficas de las Figuras 4 y 5.

FIGURA 4

Evolución Pérdidas de Electricidad Distribuidoras-Comercializadoras

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

5%-10% 0 1 0 0 0 1

10%-15% 4 1 3 5 5 4

15%-20% 4 6 8 5 3 4

20%-25% 13 9 5 4 7 2

25%-30% 4 8 7 8 2 5

30%-35% 3 3 4 7 11 11

35%-40% 2 1 2 0 1 2

40%-45% 0 1 1 0 0 0

45%-50% 0 0 0 1 0 0

50%-55% 0 0 0 0 1 1

1996 1997 1998 1999 2000 2001


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Mientras el rango típico correspondiente en el año 1996 se situó entre el 20% y el 25%, el rango de pérdidas característico del 2001 se ubicó entre el 30% y el 35%. Estos resultados avalan el diagnóstico de deterioro del Índice ya mencionado.

FIGURA 5

Histograma Índices de Pérdidas 1996-2001

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

25%

35%30%

20%15%

40%10%

45%55%

50%0% 5% 5% 10%

15%20%

25%30%

35%40%

45%50%

y mayor...

Clase

Frec

uenc

ia

,00%

20,00%

40,00%

60,00%

80,00%

100,00%

120,00%

Frecuencia % acumulado

Analizados en conjunto la totalidad de registros de pérdidas, se encuentra que de los 180 datos considerados el 22,22% se ubican en niveles de pérdidas del 25%; el 21,67% se ubican en niveles del 35%; el 18,89% en niveles de 30%; y el 16,67% se encuentran en niveles del 20%. En decir, el 79,44% de las observaciones de índices de pérdidas superan el 20%. Únicamente 24 observaciones de las 180, resultaron inferiores al 15% de pérdidas. Los deficientes resultados del proceso previsto de reducción de pérdidas, se explica en el hecho de que la mayoría de las empresas, no cuentan con programas formales o permanentes de control de pérdidas. De existir institucional y funcionalmente dichos programas, sería posible encontrar una tendencia por empresa, ya sea a mantener sus Índices de Pérdidas, o a reducirlos.


16

En la Tabla 2 se muestran las variaciones cualitativas de los Índices de Pérdidas de las Distribuidoras-Comercializadoras durante el período de interés: TABLA 2

1997/1996 1998/1997 1999/1998 2000/1999 2001/2000 Tulúa Reducción Reducción Reducción Aumento Reducción Codensa Reducción Aumento Reducción Reducción Reducción EPM Aumento Reducción Aumento Reducción Reducción Popayán Reducción Aumento Reducción Aumento Reducción EPSA Reducción Reducción Reducción Reducción Reducción Edeq Aumento Reducción Aumento Reducción Reducción Ebsa Aumento Reducción Aumento Aumento Reducción Emcali Reducción Aumento Reducción Aumento Aumento Eade Aumento Aumento Reducción Aumento Aumento Pereira Reducción Reducción Aumento Aumento Reducción Chec Reducción Aumento Aumento Aumento Reducción Electrolima Aumento Reducción Aumento Reducción Aumento Santander Aumento Aumento Aumento Aumento Aumento Enelar Aumento Reducción Aumento Reducción Aumento Cundinamarca Aumento Aumento Reducción Aumento Aumento Cedelca Aumento Aumento Reducción Reducción Aumento Córdoba Aumento Reducción Reducción Aumento Reducción Electribol Aumento Aumento Aumento Aumento Reducción Magangué Reducción Reducción Reducción Aumento Reducción Sucre Aumento Reducción Reducción Aumento Reducción Caquetá Aumento Aumento Aumento Aumento Reducción Cens Aumento Aumento Aumento Reducción Aumento Electranta Reducción Aumento Aumento Aumento Reducción Electrocesar Aumento Reducción Aumento Aumento Reducción Magdalena Reducción Aumento Aumento Aumento Reducción Guajira Aumento Aumento Aumento Aumento Reducción Huila Aumento Reducción Aumento Reducción Aumento Meta Aumento Reducción Aumento Aumento Aumento Cedenar Aumento Aumento Reducción Aumento Aumento Chocó Aumento Aumento Aumento Aumento Reducción

La información consignada, en adición a las cifras presentadas en la Tabla 1, permiten concluir que solamente: la Compañía de Electricidad de Tuluá, Codensa, Empresas Públicas de Medellín y la Empresa de Energía del Pacífico contaron durante el período, con políticas definidas en materia de control de pérdidas. Las empresas restantes, aún cuando pudieron ejecutar esfuerzo marginales, o esporádicos, en el tema de pérdidas, no tienen definida una estrategia coherente de recuperación de pérdidas.


17

Como se mencionó en el Numeral 1.2 de este documento, existe un tratamiento regulatorio asimétrico en la forma en que se asignan las “Pérdidas” entre los Comercializadores que actúan en un mercado3. Esta asimetría conduce a que el nivel de pérdidas que deben asumir los Distribuidores-Comercializadores, siempre sea mayor, o igual, al Índice de Pérdidas Real del mercado respectivo, según el grado de penetración de dicho mercado. En la siguiente Tabla se registran las diferencias registradas por algunas empresas:

Año 2001 Índice de Pérdidas

MERCADO EMPRESA Bogotá 10,4% Codensa 16,6% Medellín 11,2% EPM 12,5% Caribe 33,8% Electricaribe 39,4% Costa 30,3% Electrocosta 33,5% Epsa 12,7% EPSA 17,4% Cali 18,2% Emcali 26,6% Nariño 38,0% Cedenar 43,8%

Si bien, se cuenta con información suficiente sobre el Índice de Pérdidas de los distintos Mercados, no existe la misma disponibilidad de información en materia del Índice de Pérdidas que es asumido por las Distribuidoras-Comercializadoras de cada Mercado. Debido a lo anterior, las evaluaciones que se presentan en este Numeral asumen que el Índice de Pérdidas de las Empresas Distribuidoras-Comercializadoras, es igual al Índice de Pérdidas del Mercado en el que operan. La implicación de este supuesto es que cualquier estimación sobre pérdidas económicas quedará subvalorada y cualquier estimación sobre ganancias económicas necesariamente estará sobre-valorada.

3 Mientras las “Pérdidas” de los agentes que únicamente ejercen la actividad de

Comercialización en un mercado, equivalen a las “Pérdidas Reconocidas” por el Regulador, al agente Distribuidor-Comercializador del mercado correspondiente, se le asigna cualquier diferencia existente entre las “Pérdidas Reales” del mercado y las “Pérdidas Reconocidas”.


18

2.2 EVALUACIÓN DEL IMPACTO DE LA EVOLUCIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA DURANTE EL PERÍODO 1996 -2001, EN LAS EMPRESAS DISTRIBUIDORAS-COMERCIALIZADORAS

Como se mencionó, la CREG estableció las reglas económicas aplicables a las pérdidas de electricidad de las empresas Distribuidoras-Comercializadoras, definiendo los siguientes valores de pérdidas máximas reconocidas para el período 1998-2002:

Nivel de Tensión Pérdidas Máximas Reconocidas Distribución

Pérdidas Máximas Reconocidas

Comercialización Nivel 4 1,50% 3,53% Nivel 3 3,00% 5,06% Nivel 2 5,00% 7,10% Nivel 1 – 1998 15,00% 20,00% Nivel 1 – 1999 14,00% 18,25% Nivel 1 – 2000 13,00% 16,50% Nivel 1 – 2001 12,00% 14,75% Nivel 1 – 2002 11,00% 14,75% Teniendo en cuenta el diagnóstico efectuado en la sección anterior, se evidencia que salvo contadas excepciones, las empresas Distribuidoras-Comercializadoras superaron ampliamente los referentes de pérdidas fijados por la CREG. En la medida en que las pérdidas reales de una empresa, exceda las pérdidas máximas reconocidas, se originan pérdidas financieras que deben ser cuantificadas. Del mismo modo, cuando el Índice de Pérdidas resulta inferior a los referentes citados, la empresa obtendrá una ganancia de arbitraje, al reducir su nivel de pérdidas a un ritmo mayor al predefinido por la Comisión. Para evaluar el impacto financiero de las pérdidas de energía en las actividades de Distribución-Comercialización, es necesario identificar la forma como la variable de pérdidas afecta la situación de ingresos y egresos de las compañías. 2.2.1 EFECTO DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN LAS

EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN-COMERCIALIZACIÓN. ACTIVIDAD DE COMERCIALIZACIÓN

La fórmula general para calcular el costo de prestación del servicio que deben aplicar los Distribuidores-Comercializadores en el mercado regulado, se define mediante las siguientes expresiones básicas:


19

Fórmula del Costo Unitario de Prestación del Servicio

(CU)

CU G TPR

D O Cn m tm t m t z

n tn m m t m t, ,

, , ,

,, , ,

( )= +

−+ + +

1 (1)

( )[ ] ( )G P M Pm t m t m m t m m, , ,= + − + − −β α α β 1 1 1 (2)

( )α m tm t I t

tm t

t

C PR

PIPPIPP

,, ,

,

,

= −−

−

−

−

11

11

6 1

con, 0 1≤ ≤αm t, (3)

La variable PR afecta inicialmente las variables Gm,t, Tm,t, y αm,t, como se deduce de la formulación transcrita. Dado que las PR son definidas por Nivel de Tensión, para evaluar el impacto de las “Pérdidas Reales” en las empresas, se hace necesario asumir un criterio de distribución de estas pérdidas por Niveles de Tensión. No existiendo fundamentos que permitan realizar la desagregación planteada, se supondrá que las “Pérdidas Reales” mantienen las mismas proporciones entre Niveles de Tensión, que las “Pérdidas Reconocidas”. En las Tablas 3 y 4 se presentan los resultados de esta aproximación para las actividades de Comercialización y Distribución respectivamente. Para analizar el efecto de la variable PR sobre las variables mencionadas se efectúa el siguiente procedimiento: • Se asume β = 1 (4) en la Ecuación (2); • Se reemplaza αm,t, Ecuación (3), en la Ecuación (2); y

4 La variable β tiene como único propósito, asignarle un mayor peso específico al

costo de las compras recientes de energía del Comercializador, en el contexto del promedio anual móvil en el cual se calculan los precios correspondientes, tanto de las transacciones en contratos, como de las transacciones en Bolsa.


20

• Se reemplaza la Ecuación derivada en el paso anterior en la Ecuación (1).

Se puede demostrar que la Fórmula CU equivale a re-escribirla en los siguientes términos:

−−

×−

+×+++−+

=− tn

t

t

mmtmtmmn

tn

tmmtmn

PRPR

PPMCOD

PRTP

CU,

,1

1,,,

,

,,,

111

1 Lo anterior implica: • El factor αm,t solamente afecta al componente Cm,t en la Fórmula del

CU; • La fórmula hace pass-through de los componentes Pm, Tm,t, Dn,m y

Om,t; • El factor (1-PR1,t)/(1-PRn,t) que afecta al componente Cm,t, se

convierte en un parámetro que toma los siguientes valores para cada año:

Año Nivel de Tensión (1-PR1,t)/(1-PRn,t) 1998 Nivel 1 100,00%

Nivel 2 86,11% Nivel 3 84,26% Nivel 4 82,93%

1999 Nivel 1 100,00% Nivel 2 88,00% Nivel 3 86,11% Nivel 4 84,74%




En el Nivel de Tensión 1, el factor es neutro (igual a 1). En los Niveles de Tensión restantes el factor es decreciente con el Nivel de Tensión y creciente con el año.


21

La variable, (1 – PR1,t), que hace parte de la formulación del factor αm,t, tiene efectos exclusivamente sobre el componente Cm,t, actuando como señal de eficiencia para el Comercializador, en términos de las compras que efectúa en el mercado mayorista. En la Tabla 5 se presentan las diferencias entre el factor (1 – PR1,t)/(1 – PRnt) calculado con las “Pérdidas Reconocidas” y el mismo factor calculado con las “Pérdidas Reales”. Como se observa, las diferencias no son significativas (la máxima diferencia no alcanza el valor de ±0,1). El efecto de este factor se despreciará en la evaluación que se está efectuando por dos razones: i) Las diferencias en este factor, cuando se calcula con “Pérdidas

Reconocidas” y cuando se calcula con “Pérdidas Reales”, no son significativas; y

ii) El Regulador, al establecer el factor como una relación entre

valores predefinidos (PR1,t y PRnt), debió conocer de antemano su efecto. Es decir, el valor del factor puede ser deliberado y en este sentido, no existen elementos de juicio para alterarlo.

En las circunstancias descritas, la evaluación del efecto de las pérdidas de electricidad en el Distribuidor-Comercializador, puede realizarse directamente sobre la Ecuación (1):

CU G TPR

D O Cn m tm t m t z

n tn m m t m t, ,

, , ,

,, , ,

( )= +

−+ + +

1

i) Efectos de PR sobre la Variable Gm,t El componente relevante asociado con la variable Gm,t en el contexto del análisis que se desarrolla, equivale a:

tn

tmtm

PRG

G,

,,

1−⇔


22

El componente Gm,t, aplica sobre las ventas de electricidad que factura el Comercializador y no sobre la energía total que toman sus suscriptores y usuarios5 de la red del Distribuidor-Comercializador . En estas condiciones, el efecto de las pérdidas reales sobre el componente de compras se puede estimar como:

−−−

×× 111

,

,,,,

tn

tntmntm

PREPRkWhvG

donde: kWhvn,m,t Energía facturada en el Nivel de Tensión n, en el mes m del

año t. PRn,t Pérdidas Reconocidas en el Nivel de Tensión n, en el año t. PREn,t Pérdidas Reales en el Nivel de Tensión n, en el año t. En las siguientes Tablas se consignan los datos considerados en los cálculos6 y los respectivos resultados: Tabla 3 Pérdidas Reconocidas y Pérdidas Reales por Niveles de

Tensión. Actividad de Comercialización. Tabla 6 Ventas de Energía por Niveles de Tensión, expresadas en

MWh. En cada Mercado se discriminan entre las Ventas que efectúa el Distribuidor-Comercializador y las Ventas que efectúan Otros Comercializadores en el Mercado del OR.

Tabla 7 Ventas de Energía por Niveles de Tensión, expresadas en %.

En cada Mercado se discriminan entre las Ventas que efectúa el Distribuidor-Comercializador y las Ventas que efectúan Otros Comercializadores en el Mercado del OR.

Tabla 8 (Pérdidas) Ganancias por Pérdidas Reconocidas en el

Componente G, expresadas en Millones de $ de Junio de 2003.

5 Se diferencia aquí el término suscriptor, del término usuarios, entendiendo por

suscriptor aquel que tiene acceso al servicio legalmente, en tanto usuario, haría referencia a los consumidores de electricidad no cubiertos por el Contrato de Condiciones Uniformes de las empresas.

6 Toda la información y los cálculos están referidos al Año 2001.


23

Gm,t La fuente de información del Componente Gm,t del Costo

Unitario de Prestación del Servicio fue la página web de la CREG.

ii) Efectos de PR sobre la Variable Tm,t El componente relevante asociado con la variable Tm,t, en el contexto de la reformulación efectuada y del análisis que se desarrolla, equivale a:

tn

tmtm

PRT

T,

,,

1−⇔

El componente Tm,t, aplica sobre las ventas de electricidad que factura el Comercializador y no sobre la energía total que toman sus suscriptores y usuarios7 de la red del Distribuidor-Comercializador . En estas condiciones, el efecto de las pérdidas reales sobre el componente de compras se puede estimar como:

−−−

×× 111

,

,,,,

tn

tntmntm

PREPRkWhvT

donde: kWhvn,m,t Energía facturada en el Nivel de Tensión n, en el mes m del

año t. PRn,t Pérdidas Reconocidas en el Nivel de Tensión n, en el año t. PREn,t Pérdidas Reales en el Nivel de Tensión n, en el año t. En las siguientes Tablas se consignan los datos considerados en los cálculos8 y los respectivos resultados: Tabla 3 Pérdidas Reconocidas y Pérdidas Reales por Niveles de

Tensión. Actividad de Comercialización. 7 Se diferencia aquí el término suscriptor, del término usuarios, entendiendo por

suscriptor aquel que tiene acceso al servicio legalmente, en tanto usuario, haría referencia a los consumidores de electricidad no cubiertos por el Contrato de Condiciones Uniformes de las empresas.



24

Tabla 6 Ventas de Energía por Niveles de Tensión, expresadas en




Tabla 9 (Pérdidas) Ganancias por Pérdidas Reconocidas en el

Componente T, expresadas en Millones de $ de Junio de 2003.

Tm,t La fuente de información del Componente Tm,t del Costo


De acuerdo con la reglamentación vigente, los Comercializadores del Sistema Interconectado Nacional pagan las pérdidas del Sistema de Transmisión Nacional en proporción a la demanda comercial que registren. Dichas pérdidas son liquidadas a precio de bolsa. Como en la fórmula que define los Costos Unitarios de Prestación del Servicio, no hay pass-through explícito de estos costos asumidos por el Comercializador, estos últimos deben ser sufragados con los recursos que el agente recaude a través de la aplicación del componente Tm,t, afectado por el factor de “Pérdidas Reconocidas”, sobre las ventas a usuarios finales. Dependiendo de la diferencia existente entre las “Pérdidas Reconocidas” y las “Pérdidas Reales” asignadas al Distribuidor-Comercializador, el agente registrará un superávit o un déficit para asumir este importe. Debido a que no fue posible contar con información desagregada del costo de las pérdidas del STN asignadas a los agentes Comercializadores, se procedió a estimarlo en los siguientes términos:

tmtRSTNtmi PPBIPPDC ,,,, ×× donde: DCi,m,t Demanda Comercial del agente i, en el mes m del año t.


25

IPPSTN,tR Índice de Pérdidas Promedio del STN en el año tR de referencia.

PPBm,t Precio Promedio de Bolsa en el mes m del año t. Los datos se obtuvieron aplicando el siguiente procedimiento: i) Se calculó el Índice de Pérdidas promedio del STN, referido a la

Demanda Comercial Total9, para el último año con información disponible10. El promedio fue de 2,0525%.

ii) Se aplicó el Índice de Pérdidas promedio del STN calculado, sobre

la Demanda Comercial Total11 de los agentes Distribuidores-Comercializadores involucrados en el presente análisis, correspondiente al año 2001.

iii) Para el cálculo de los Precios Promedios de Bolsa mensuales,

correspondientes al año 2001, se consideró el Precio Promedio Horario de Compra en el Mercado Mayorista y las Cantidades de Compras de Energía Horarias en el Mercado Mayorista12. Es decir, el Precio Promedio de Bolsa mensual es ponderado.

Los resultados de la estimación se consignan en la Tabla 1013: Pérdidas por Asignación de Pérdidas del STN en Proporción a la Demanda Comercial. Finalmente, en la Tabla 11, se presentan los resultados de agregar los cálculos obtenidos en desarrollo del presente Numeral: (Pérdidas) Ganancias por Tratamiento de Pérdidas - Actividad de Comercialización - Año 2001 (Millones de $ de Junio de 2003).

9 El Índice de Pérdidas real del STN debe referirse a la diferencia entre las

importaciones del STN y las exportaciones del STN. No obstante, aquí está referido a la Demanda Comercial Total. En consecuencia, el Índice de Pérdidas real de este Sistema es mucho mayor.

10 Junio de 2002 – Mayo de 2003. 11 La información sobre Demanda Comercial proviene de los datos publicados por

el MEM en su página web. 12 La información sobre Precios Promedio Horarios de Compra de Energía y

Cantidades de Compras de Energía Horarias en el Mercado Mayorista, proviene de los datos publicados por el MEM en su página web.



26

2.2.2 EFECTO DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN LAS

EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN-COMERCIALIZACIÓN. ACTIVIDAD DE DISTRIBUCIÓN

El servicio de Distribución consiste en el transporte o transmisión de electricidad por redes que operan a tensiones inferiores a 220 kV hasta los domicilios del usuario final. La energía transmitida por la infraestructura de estos agentes, con independencia del tratamiento regulatorio aplicable a la misma, corresponde tanto a la facturada y vendida a los suscriptores, como a la tomada ilegalmente de las redes de cada OR, por suscriptores y usuarios. Se presenta en consecuencia una discrepancia, justificada en parte como se verá en el siguiente Numeral, entre lo que efectivamente hacen los Distribuidores y lo que en la práctica se les remunera por la prestación del servicio. En la regulación expedida por la CREG, como se mencionó, se establecen niveles de “Pérdidas Reconocidas” a los Distribuidores en cada uno de los Niveles de Tensión de suministro. Es decir, se presupone un nivel de energía eficiente a ser transportada y por ende, a ser remunerada. Si las pérdidas efectivas que se transmiten por las redes del OR resultan inferiores a las “Pérdidas Reconocidas”, el Distribuidor obtendrá ganancias. De lo contrario, el Distribuidor estará incurriendo en pérdidas financieras. La energía transmitida por las redes del OR corresponde a la energía facturada a los suscriptores del servicio por los Comercializadores que actúan en su Sistema, más las pérdidas totales de dicho Sistema (pérdidas técnicas y no técnicas). Las pérdidas o ganancias que obtienen los Distribuidores pueden calcularse mediante las siguientes expresiones:

−−

××∑=

11

14

1 ,,,,,

tniitmnmn

PREkWhv

nD


27

−−

××∑=

11

14

1 ,,,,,

tnidtmnmn

PREkWhv

nD

donde: kWhvn,m,t,ii Energía facturada en el Nivel de Tensión n, en el mes m

del año t, por el Comercializador integrado verticalmente con el agente Distribuidor.

kWhvn,m,t,id Energía facturada en el Nivel de Tensión n, en el mes m

del año t, los Comercializadores desintegrados que actúan en el Mercado del OR.

PREn,t Pérdidas Reales en el Nivel de Tensión n, en el año t. En las siguientes Tablas se consignan los datos considerados en los cálculos14 y los respectivos resultados: Tabla 4 Pérdidas Reconocidas y Pérdidas Reales por Niveles de

Tensión. Actividad de Distribución. Tabla 6 Ventas de Energía por Niveles de Tensión, expresadas en




Tabla 12 (Pérdidas) Ganancias por Transporte de las Pérdidas Reales

vs las Pérdidas Reconocidas - Actividad de Distribución – Comercializador Integrado con el Distribuidor - Año 2001 (Millones de $ de Junio de 2003).

Tabla 13 (Pérdidas) Ganancias por de Transporte de las Pérdidas

Reales vs las Pérdidas Reconocidas - Actividad de Distribución – Comercializadores No Integrados con el Distribuidor - Año 2001 (Millones de $ de Junio de 2003).



28

Dn,m La fuente de información del Componente Dm,t del Costo Unitario de Prestación del Servicio fue la página web de la CREG.

Finalmente, en la Tabla 14, se presentan los resultados de agregar los cálculos obtenidos y registrados en las Tablas 12 y 13, en desarrollo del presente Numeral: (Pérdidas) Ganancias por Transporte de las Pérdidas Reales vs las Pérdidas Reconocidas - Actividad de Distribución – Total Comercializadores que Operan en el Mercado del Distribuidor - Año 2001 (Millones de $ de Junio de 2003). 2.2.3 CUANTIFICACIÓN AGREGADA DE LOS EFECTOS DE LAS

PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN LAS EMPRESAS DE DISTRIBUCIÓN-COMERCIALIZACIÓN

Para evaluar los resultados agregados de los efectos de las pérdidas de energía en las empresas de Distribución-Comercialización, se obtuvieron las cifras consignadas en las siguientes Tablas:

iitmntm kWhvnC ,,,,

4

1×∑

=

Tabla 15 Ingresos - Actividad de Comercialización - Año 2001

(Millones de $ de Junio de 2003).

iitmnmn kWhv

nD ,,,,

4

1×∑

=

idtmnmn kWhv

nD ,,,,

4

1×∑

=

Tabla 16 Ingresos - Actividad de Distribución - Año 2001 (Millones de

$ de Junio de 2003). donde: kWhvn,m,t,ii Energía facturada en el Nivel de Tensión n, en el mes m

del año t, por el Comercializador integrado verticalmente con el agente Distribuidor.


29

kWhvn,m,t,id Energía facturada en el Nivel de Tensión n, en el mes m

del año t, los Comercializadores desintegrados que actúan en el Mercado del OR.

Cm,t La fuente de información del Componente Dm,t del Costo


Dn,m La fuente de información del Componente Dm,t del Costo


Dividiendo los resultados obtenidos en la Tabla 11 entre los resultados obtenidos en la Tabla 15, se obtiene la Tabla 17: Tabla 17 (Pérdidas) Ganancias por Tratamiento de Pérdidas como

Porcentaje de los Ingresos de la Actividad de Comercialización - Año 2001 (%).

Dividiendo los resultados obtenidos en la Tabla 14 entre los resultados obtenidos en la Tabla 16, se obtiene la Tabla 18: Tabla 18 (Pérdidas) Ganancias por Tratamiento de Pérdidas como

Porcentaje de los Ingresos de la Actividad de Distribución - Año 2001 (%).

En la Tabla 19 se agregan los resultados obtenidos en las Tablas 11 y 14: Tabla 19 (Pérdidas) Ganancias por Tratamiento de Pérdidas -

Actividad de Distribución-Comercialización - Año 2001 (Millones de $ de Junio de 2003).

Finalmente, se dividen los resultados obtenidos en la Tabla 19 entre los resultados agregados de las Tablas 17 y 18: Tabla 20: (Pérdidas) Ganancias por Tratamiento de Pérdidas como

Porcentaje de los Ingresos de la Actividad de Distribución-Comercialización - Año 2001 (%).

Como se observa, solamente tres (3) empresas obtuvieron una ganancia neta durante el ejercicio del año 2001: Codensa, Empresas Públicas de


30

Medellín y la Compañía de Electricidad de Tuluá. Ganancias equivalentes al 1,3%, 2,8% y 3,9% de sus ingresos facturados respectivamente. En el otro extremo, las compañías que asumieron las mayores pérdidas proporcionales fueron: Las Electrificadoras del Chocó y del Meta y Electricaribe. Pérdidas equivalentes al -35,6%, -21,3% y 20,5% de sus ingresos, respectivamente.

FIGURA 6

(Pérdidas) Ganancias/IngresosDistribuidoras-Comercializadoras

Efecto Tratamiento Pérdidas

-40,0%

-35,0%

-30,0%

-25,0%

-20,0%

-15,0%

-10,0%

-5,0%

0,0%

5,0%

10,0%

Chocó

Meta

Electricaribe

Cedenar

Cens

Huila

Caquetá

Electrocosta

Cedelca

Enelar

Santander

Tolima

Cundinam

arca

Chec

Pereira

Ebsa

Eade

Emcali

Edeq

EPSA

Popayán

Codensa

EPM

Tuluá

Teniendo en cuenta los resultados del análisis, que se grafican agregadamente en la Figura 6, y las decisiones que próximamente adoptará la CREG sobre este tema, es posible precisar cuales son las variables críticas en el diseño del nuevo esquema:


31

I) Condiciones iniciales de las “Pérdidas Reales” de las

Distribuidoras-Comercializadoras en el nuevo período tarifario. La regulación como ocurre en todos los países, debe utilizar este insumo como elemento de toma de decisiones.

II) Relación Beneficio/Costo de la reducción de pérdidas, tanto

técnicas como no-técnicas15. En un horizonte quinquenal, la relación Beneficio/Costo deberá ser mayor a cero (0).

III) Asignación de los costos asociados con las pérdidas de energía

considerando: i) las pérdidas técnicas del STN y de los STR´s y/o SDL´s y las pérdidas no técnicas; y ii) Distribuidores-Comercializadores y Comercializadores desintegrados.

IV) Remuneración a los Distribuidores del transporte de pérdidas que

no le sean asignables y cuya responsabilidad recaiga en los agentes Comercializadores, o cuya responsabilidad no recaiga en estos agentes.

V) Traslado a los usuarios finales del servicio del costo de aquellas

pérdidas que no le sean imputables a los Distribuidores-Comercializadores, ni a los Comercializadores desintegrados, como es el caso de las “Pérdidas del STN” y las que se identifiquen “aguas abajo” con esta característica. Así mismo, debe aplicarse el principio de neutralidad entre los usuarios del Distribuidor-Comercializador y los usuarios de los Comercializadores desintegrados. Este principio no se viene aplicando en el mercado minorista y los usuarios están siendo discriminados según el tipo de Comercializador que los atiende (Generador-Comercializador, Distribuidor-Comercializador y Comercializador) y del régimen tarifario que les aplique (Regulados y No – Regulados).

Únicamente la consideración de los factores mencionados podrá garantizar la reducción efectiva de pérdidas en el sector eléctrico durante el próximo quinquenio.

15 Asocodis contrató un estudio independiente para estimar la relación

beneficio/costo de los programas de reducción de pérdidas de las empresas Distribuidoras-Comercializadoras.


32

TABLA 3

Supuesto Descomposición de las Pérdidas Reales por Nivel de Tensión Comercialización - Año 2001

Pérdidas Reales Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 Nivel 4

Pérdidas Reconocidas 14,8% 7,1% 5,1% 3,5%

Caquetá 31,3% 15,2% 7,3% 5,2% 3,6% Cedelca 28,6% 13,9% 6,7% 4,8% 3,3% Cedenar 38,0% 18,4% 8,9% 6,3% 4,4% Cens 33,7% 16,3% 7,9% 5,6% 3,9% Chec 23,9% 11,6% 5,6% 4,0% 2,8% Chocó 50,1% 24,3% 11,7% 8,3% 5,8% Codensa 10,4% 5,0% 2,4% 1,7% 1,2% Cundinamarca 28,2% 13,7% 6,6% 4,7% 3,3% Eade 19,7% 9,5% 4,6% 3,3% 2,3% Ebsa 17,5% 8,5% 4,1% 2,9% 2,0% Edeq 15,4% 7,5% 3,6% 2,6% 1,8% Electricaribe 33,8% 16,4% 7,9% 5,6% 3,9% Electrocosta 30,3% 14,7% 7,1% 5,0% 3,5% Emcali 18,2% 8,8% 4,2% 3,0% 2,1% Enelar 27,7% 13,4% 6,5% 4,6% 3,2% EPM 11,2% 5,4% 2,6% 1,9% 1,3% EPSA 12,7% 6,2% 3,0% 2,1% 1,5% Huila 33,8% 16,4% 7,9% 5,6% 3,9% Meta 35,8% 17,3% 8,4% 6,0% 4,2% Pereira 21,9% 10,6% 5,1% 3,6% 2,5% Popayán 12,3% 6,0% 2,9% 2,0% 1,4% Santander 25,3% 12,3% 5,9% 4,2% 2,9% Tolima 25,1% 12,2% 5,9% 4,2% 2,9% Tuluá 8,4% 4,1% 2,0% 1,4% 1,0%


33

TABLA 4

Supuesto Descomposición de las Pérdidas Reales por Nivel de Tensión Distribución – Año 2001

Pérdidas Reales Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 Nivel 4

Pérdidas Reconocidas 12,0% 5,0% 3,0% 1,5%

Caquetá 31,3% 17,5% 7,3% 4,4% 2,2% Cedelca 28,6% 16,0% 6,7% 4,0% 2,0% Cedenar 38,0% 21,2% 8,8% 5,3% 2,7% Cens 33,7% 18,8% 7,8% 4,7% 2,4% Chec 23,9% 13,3% 5,6% 3,3% 1,7% Chocó 50,1% 28,0% 11,7% 7,0% 3,5% Codensa 10,4% 5,8% 2,4% 1,5% 0,7% Cundinamarca 28,2% 15,7% 6,6% 3,9% 2,0% Eade 19,7% 11,0% 4,6% 2,7% 1,4% Ebsa 17,5% 9,8% 4,1% 2,4% 1,2% Edeq 15,4% 8,6% 3,6% 2,1% 1,1% Electricaribe 33,8% 18,9% 7,9% 4,7% 2,4% Electrocosta 30,3% 16,9% 7,0% 4,2% 2,1% Emcali 18,2% 10,2% 4,2% 2,5% 1,3% Enelar 27,7% 15,5% 6,4% 3,9% 1,9% EPM 11,2% 6,3% 2,6% 1,6% 0,8% EPSA 12,7% 7,1% 3,0% 1,8% 0,9% Huila 33,8% 18,9% 7,9% 4,7% 2,4% Meta 35,8% 20,0% 8,3% 5,0% 2,5% Pereira 21,9% 12,2% 5,1% 3,1% 1,5% Popayán 12,3% 6,9% 2,9% 1,7% 0,9% Santander 25,3% 14,1% 5,9% 3,5% 1,8% Tolima 25,1% 14,0% 5,8% 3,5% 1,8% Tuluá 8,4% 4,7% 2,0% 1,2% 0,6%


34

TABLA 5

Efecto del Factor α en el Componente C - Actividad de Comercialización - Año 2001 α Pérdidas Reales Diferencia Reconocidas – Reales Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 Nivel 4 Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 Nivel 4

α Pérdidas Reconocidas 1,00 0,92 0,90 0,88 1,00 0,92 0,90 0,88 Caquetá 1,00 0,92 0,89 0,88 - -0,00 -0,00 -0,00 Cedelca 1,00 0,92 0,90 0,89 - 0,01 0,01 0,01 Cedenar 1,00 0,90 0,87 0,85 - -0,02 -0,03 -0,03 Cens 1,00 0,91 0,89 0,87 - -0,01 -0,01 -0,01 Chec 1,00 0,94 0,92 0,91 - 0,02 0,02 0,03 Chocó 1,00 0,86 0,83 0,80 - -0,06 -0,07 -0,08 Codensa 1,00 0,97 0,97 0,96 - 0,06 0,07 0,08 Cundinamarca 1,00 0,92 0,91 0,89 - 0,01 0,01 0,01 Eade 1,00 0,95 0,94 0,93 - 0,03 0,04 0,04 Ebsa 1,00 0,95 0,94 0,93 - 0,04 0,04 0,05 Edeq 1,00 0,96 0,95 0,94 - 0,04 0,05 0,06 Electricaribe 1,00 0,91 0,89 0,87 - -0,01 -0,01 -0,01 Electrocosta 1,00 0,92 0,90 0,88 - 0,00 0,00 0,00 Emcali 1,00 0,95 0,94 0,93 - 0,03 0,04 0,05 Enelar 1,00 0,93 0,91 0,89 - 0,01 0,01 0,01 EPM 1,00 0,97 0,96 0,96 - 0,05 0,07 0,07 EPSA 1,00 0,97 0,96 0,95 - 0,05 0,06 0,07 Huila 1,00 0,91 0,89 0,87 - -0,01 -0,01 -0,01 Meta 1,00 0,90 0,88 0,86 - -0,02 -0,02 -0,02 Pereira 1,00 0,94 0,93 0,92 - 0,02 0,03 0,03 Popayán 1,00 0,97 0,96 0,95 - 0,05 0,06 0,07 Santander 1,00 0,93 0,92 0,90 - 0,01 0,02 0,02 Tolima 1,00 0,93 0,92 0,90 - 0,02 0,02 0,02 Tuluá 1,00 0,98 0,97 0,97 - 0,06 0,07 0,09


35

TABLA 6

Ventas de Energía por Niveles de Tensión (MWh) - Año 2001 Mercado Empresa Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 Nivel 4 Total

Caquetá Caquetá 82.246 2.945 - - 85.191

Caquetá Otros - - 900 117 1.018

Total Caquetá 82.246 2.945 900 117 86.209

Cedelca Cedelca 219.993 13.508 1.243 - 234.744

Cedelca Otros 22.309 8.492 102.544 27.329 160.674

Total Cedelca 242.302 22.000 103.787 27.329 395.418

Cedenar Cedenar 345.666 9.947 807 - 356.420

Cedenar Otros - 6.418 3.747 - 10.166

Total Cedenar 345.666 16.366 4.554 - 366.586

Cens Cens 571.400 36.936 35.056 1 643.394

Cens Otros 6.904 25.959 32.730 7.567 73.160

Total Cens 578.304 62.895 67.786 7.568 716.553

Chec Chec 640.034 56.075 151.396 85.629 933.134

Chec Otros 626 6.038 48.600 13.061 68.325

Total Chec 640.660 62.113 199.996 98.690 1.001.459

Chocó Chocó 84.594 166 - - 84.760

Chocó Otros - - - - -

Total Chocó 84.594 166 - - 84.760

Codensa Codensa 5.066.731 427.402 90.515 22.694 5.607.342

Codensa Otros 124.337 1.137.672 933.336 318.053 2.513.398

Total Codensa 5.191.068 1.565.074 1.023.851 340.747 8.120.739

Cundinamarca Cundinamarca 323.470 14.268 23.811 - 361.550

Cundinamarca Otros 37.901 96.622 221.964 196.353 552.840

Total Cundinamarca 361.371 110.891 245.776 196.353 914.390

Eade Eade 773.350 65.129 634 80 839.193

Eade Otros 6.115 26.231 87.604 32.943 152.894

Total Eade 779.465 91.360 88.238 33.024 992.086

Ebsa Ebsa 445.639 27.733 9.837 1.659 484.868


36


Ebsa Otros 8.303 13.746 8.771 292.227 323.047

Total Ebsa 453.942 41.479 18.607 293.886 807.915

Edeq Edeq 264.699 8.000 272 - 272.971

Edeq Otros 631 2.458 2.662 - 5.751

Total Edeq 265.330 10.458 2.934 - 278.722

Electricaribe Electricaribe 2.279.398 357.904 64.430 - 2.701.732

Electricaribe Otros 49.650 407.307 144.057 166.021 767.035

Total Electricaribe 2.329.047 765.211 208.487 166.021 3.468.766

Electrocosta Electrocosta 1.568.749 529.901 88.671 181.323 2.368.644

Electrocosta Otros 2.602 136.238 17.245 950.745 1.106.829

Total Electrocosta 1.571.351 666.139 105.916 1.132.068 3.475.473

Emcali Emcali 1.537.647 178.018 231.690 23.864 1.971.218

Emcali Otros 27.876 256.112 587.600 110.157 981.745

Total Emcali 1.565.524 434.130 819.290 134.020 2.952.963

Enelar Enelar 75.324 2.070 - - 77.395

Enelar Otros - - - - -

Total Enelar 75.324 2.070 - - 77.395

EPM EPM 3.192.938 414.905 730.008 268.936 4.606.787

EPM Otros 7.402 19.913 85.963 3.932 117.211

Total EPM 3.200.341 434.818 815.970 272.868 4.723.997

EPSA EPSA 752.235 156.757 209.814 56.713 1.175.518

EPSA Otros 2.326 22.938 38.989 10.397 74.650

Total EPSA 754.561 179.695 248.803 67.110 1.250.168

Huila Huila 346.498 19.595 9.700 - 375.794

Huila Otros 109 14.236 12.997 - 27.341

Total Huila 346.607 33.831 22.697 - 403.134

Meta Meta 266.909 25.214 15.486 - 307.608

Meta Otros 1.460 8.599 14.525 - 24.585

Total Meta 268.369 33.813 30.011 - 332.193

Pereira Pereira 276.282 15.686 67.114 - 359.082


37


Pereira Otros 18.795 3.966 6.455 147 29.363

Total Pereira 295.077 19.652 73.569 147 388.445

Popayán Popayán 1.383 - - - 1.383

Popayán Otros - - - - -

Total Popayán 1.383 - - - 1.383

Santander Santander 870.827 126.458 135.523 57.468 1.190.277

Santander Otros 8.049 51.555 44.246 423 104.272

Total Santander 878.876 178.013 179.770 57.891 1.294.549

Tolima Tolima 481.117 43.114 113.922 1.875 640.029

Tolima Otros 741 2.185 44.709 7.485 55.120

Total Tolima 481.858 45.299 158.632 9.360 695.149

Tuluá Tuluá 96.069 12.958 12.108 - 121.135

Tuluá Otros - 2.938 1.487 - 4.425

Total Tuluá 96.069 15.896 13.595 - 125.560


38

TABLA 7

Porcentaje de las Ventas de Energía por Niveles de Tensión (%) - Año 2001 Mercado Empresa Nivel 1 Nivel 2 Nivel 3 Nivel 4 Total

Caquetá Caquetá 100,0% 100,0% 0,0% 0,0% 98,8%

Caquetá Otros 0,0% 0,0% 100,0% 100,0% 1,2%

Total Caquetá 100% 100% 100% 100% 100%

Cedelca Cedelca 90,8% 61,4% 1,2% 0,0% 59,4%

Cedelca Otros 9,2% 38,6% 98,8% 100,0% 40,6%

Total Cedelca 100% 100% 100% 100% 100%

Cedenar Cedenar 100,0% 60,8% 17,7% 0,0% 97,2%

Cedenar Otros 0,0% 39,2% 82,3% 0,0% 2,8%

Total Cedenar 100% 100% 100% 0% 100%

Cens Cens 98,8% 58,7% 51,7% 0,0% 89,8%

Cens Otros 1,2% 41,3% 48,3% 100,0% 10,2%

Total Cens 100% 100% 100% 100% 100%

Chec Chec 99,9% 90,3% 75,7% 86,8% 93,2%

Chec Otros 0,1% 9,7% 24,3% 13,2% 6,8%

Total Chec 100% 100% 100% 100% 100%

Chocó Chocó 100,0% 100,0% 0,0% 0,0% 100,0%

Chocó Otros 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%

Total Chocó 100% 100% 0% 0% 100%

Codensa Codensa 97,6% 27,3% 8,8% 6,7% 69,0%

Codensa Otros 2,4% 72,7% 91,2% 93,3% 31,0%

Total Codensa 100% 100% 100% 100% 100%

Cundinamarca Cundinamarca 89,5% 12,9% 9,7% 0,0% 39,5%

Cundinamarca Otros 10,5% 87,1% 90,3% 100,0% 60,5%

Total Cundinamarca 100% 100% 100% 100% 100%

Eade Eade 99,2% 71,3% 0,7% 0,2% 84,6%

Eade Otros 0,8% 28,7% 99,3% 99,8% 15,4%

Total Eade 100% 100% 100% 100% 100%

Ebsa Ebsa 98,2% 66,9% 52,9% 0,6% 60,0%


39


Ebsa Otros 1,8% 33,1% 47,1% 99,4% 40,0%

Total Ebsa 100% 100% 100% 100% 100%

Edeq Edeq 99,8% 76,5% 9,3% 0,0% 97,9%

Edeq Otros 0,2% 23,5% 90,7% 0,0% 2,1%

Total Edeq 100% 100% 100% 0% 100%

Electricaribe Electricaribe 97,9% 46,8% 30,9% 0,0% 77,9%

Electricaribe Otros 2,1% 53,2% 69,1% 100,0% 22,1%

Total Electricaribe 100% 100% 100% 100% 100%

Electrocosta Electrocosta 99,8% 79,5% 83,7% 16,0% 68,2%

Electrocosta Otros 0,2% 20,5% 16,3% 84,0% 31,8%

Total Electrocosta 100% 100% 100% 100% 100%

Emcali Emcali 98,2% 41,0% 28,3% 17,8% 66,8%

Emcali Otros 1,8% 59,0% 71,7% 82,2% 33,2%

Total Emcali 100% 100% 100% 100% 100%

Enelar Enelar 100,0% 100,0% 0,0% 0,0% 100,0%

Enelar Otros 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%

Total Enelar 100% 100% 0% 0% 100%

EPM EPM 99,8% 95,4% 89,5% 98,6% 97,5%

EPM Otros 0,2% 4,6% 10,5% 1,4% 2,5%

Total EPM 100% 100% 100% 100% 100%

EPSA EPSA 99,7% 87,2% 84,3% 84,5% 94,0%

EPSA Otros 0,3% 12,8% 15,7% 15,5% 6,0%

Total EPSA 100% 100% 100% 100% 100%

Huila Huila 100,0% 57,9% 42,7% 0,0% 93,2%

Huila Otros 0,0% 42,1% 57,3% 0,0% 6,8%

Total Huila 100% 100% 100% 0% 100%

Meta Meta 99,5% 74,6% 51,6% 0,0% 92,6%

Meta Otros 0,5% 25,4% 48,4% 0,0% 7,4%

Total Meta 100% 100% 100% 0% 100%

Pereira Pereira 93,6% 79,8% 91,2% 0,0% 92,4%


40


Pereira Otros 6,4% 20,2% 8,8% 100,0% 7,6%

Total Pereira 100% 100% 100% 100% 100%

Popayán Popayán 100,0% 0,0% 0,0% 0,0% 100,0%

Popayán Otros 0,0% 0,0% 0,0% 0,0% 0,0%

Total Popayán 100% 0% 0% 0% 100%

Santander Santander 99,1% 71,0% 75,4% 99,3% 91,9%

Santander Otros 0,9% 29,0% 24,6% 0,7% 8,1%

Total Santander 100% 100% 100% 100% 100%

Tolima Tolima 99,8% 95,2% 71,8% 20,0% 92,1%

Tolima Otros 0,2% 4,8% 28,2% 80,0% 7,9%

Total Tolima 100% 100% 100% 100% 100%

Tuluá Tuluá 100,0% 81,5% 89,1% 0,0% 96,5%

Tuluá Otros 0,0% 18,5% 10,9% 0,0% 3,5%

Total Tuluá 100% 100% 100% 0% 100%


41

TABLA 8

(Pérdidas) Ganancias por Pérdidas Reconocidas en el Componente G - Actividad de Comercialización

Año 2001 (Millones de $ - $ de Junio de 2003) Ene-01 Feb-01 Mar-01 Abr-01 May-01 Jun-01 Jul-01 Ago-01 Sep-01 Oct-01 Nov-01 Dic-01 TOTAL Caquetá -2 -2 -2 -2 -2 -2 -2 -2 -2 -2 -2 -2 -24 Cedelca 12 11 11 12 12 12 11 12 11 12 12 12 139 Cedenar -76 -72 -78 -77 -77 -75 -80 -79 -79 -80 -80 -89 -943 Cens -55 -52 -51 -51 -53 -56 -54 -53 -57 -56 -58 -57 -652 Chec 130 128 122 126 126 131 130 131 128 127 133 133 1.546 Chocó -51 -57 -52 -57 -57 -51 -60 -57 -58 -60 -58 -45 -663 Codensa 2.855 2.870 2.883 2.750 2.643 2.716 2.645 2.674 2.757 2.855 2.833 2.781 33.261 Cundinamarca 20 21 18 21 20 20 21 21 23 23 20 23 251 Eade 208 198 222 215 228 234 230 232 243 240 247 253 2.750 Ebsa 124 128 189 132 128 199 131 138 205 141 147 198 1.861 Edeq 98 104 94 101 92 100 94 96 106 108 114 107 1.215 Electricaribe -233 -219 -212 -217 -237 -274 -267 -277 -268 -269 -275 -282 -3.028 Electrocosta 7 7 7 7 8 8 9 8 8 9 8 9 93 Emcali 583 519 561 530 552 532 539 525 557 531 585 548 6.563 Enelar 5 6 5 6 6 6 6 6 6 6 6 7 70 EPM 1.645 1.660 1.717 1.712 1.693 1.794 1.798 1.802 1.869 1.878 1.855 1.599 21.021 EPSA 400 375 383 400 425 403 448 476 422 450 420 417 5.019 Huila -32 -26 -35 -28 -32 -30 -37 -33 -37 -32 -38 -34 -395 Meta -36 -50 -38 -44 -41 -45 -39 -47 -43 -50 -47 -50 -530 Pereira 65 56 65 56 61 69 67 70 73 78 76 77 813 Popayán 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 7 Santander 137 122 126 128 127 135 132 139 138 145 163 152 1.643 Tolima 68 74 60 79 65 86 79 76 65 84 75 82 895 Tuluá 74 69 70 63 69 64 66 66 63 64 62 60 789


42

TABLA 9

(Pérdidas) Ganancias por Pérdidas Reconocidas en el Componente T - Actividad de Comercialización

Año 2001 (Millones de $ - $ de Junio de 2003) Ene-01 Feb-01 Mar-01 Abr-01 May-01 Jun-01 Jul-01 Ago-01 Sep-01 Oct-01 Nov-01 Dic-01 TOTAL Caquetá -0 -0 -0 -0 -0 -0 -0 -0 -0 -0 -0 -0 -5 Cedelca 3 3 3 3 3 2 2 2 2 3 3 3 30 Cedenar -17 -17 -19 -16 -17 -16 -17 -17 -16 -17 -16 -19 -204 Cens -13 -12 -13 -11 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -12 -13 -146 Chec 28 29 29 27 28 28 29 28 27 28 28 30 340 Chocó -11 -12 -11 -11 -12 -10 -13 -12 -12 -12 -12 -10 -138 Codensa 570 614 664 564 584 564 574 562 553 596 586 602 7.034 Cundinamarca 5 5 4 4 4 4 5 5 5 5 4 5 55 Eade 47 46 54 46 52 50 51 50 50 51 51 54 600 Ebsa 28 30 47 28 29 43 29 30 42 30 30 43 411 Edeq 22 24 23 22 21 22 22 22 23 24 25 24 274 Electricaribe -54 -50 -49 -44 -50 -55 -56 -55 -50 -52 -51 -54 -620 Electrocosta 2 2 2 1 2 2 2 2 2 2 2 2 19 Emcali 137 122 133 111 122 111 119 112 114 112 121 119 1.433 Enelar 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 15 EPM 375 393 431 377 396 394 410 397 392 406 394 352 4.716 EPSA 86 83 90 83 94 84 98 101 86 95 88 91 1.078 Huila -8 -6 -9 -6 -8 -7 -9 -7 -8 -7 -8 -7 -90 Meta -8 -12 -9 -10 -9 -10 -9 -10 -9 -10 -9 -10 -115 Pereira 16 14 17 13 14 15 15 15 15 17 16 17 183 Popayán 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 Santander 31 28 31 28 29 29 30 30 29 31 34 32 362 Tolima 16 18 15 18 15 19 18 17 14 19 16 19 205 Tuluá 13 12 13 11 13 12 13 13 12 13 13 14 153


43

TABLA 10

Pérdidas por Asignación de Pérdidas del STN en Proporción a la Demanda Comercial - Actividad de Comercialización

Año 2001 (Millones de $ - $ de Junio de 2003) Ene-01 Feb-01 Mar-01 Abr-01 May-01 Jun-01 Jul-01 Ago-01 Sep-01 Oct-01 Nov-01 Dic-01 TOTAL Caquetá -15 -15 -15 -14 -14 -12 -14 -13 -13 -14 -14 -16 -170 Cedelca -56 -52 -57 -52 -51 -47 -51 -49 -51 -52 -52 -57 -627 Cedenar -73 -71 -72 -66 -67 -61 -65 -61 -64 -72 -71 -77 -821 Cens -116 -114 -117 -111 -109 -99 -106 -102 -108 -112 -110 -124 -1.328 Chec -147 -140 -142 -135 -135 -124 -131 -127 -134 -141 -138 -146 -1.639 Chocó -21 -20 -18 -20 -16 -18 -19 -18 -19 -20 -15 -22 -225 Codensa -878 -899 -898 -748 -753 -677 -722 -692 -727 -759 -750 -798 -9.303 Cundinamarca -69 -62 -63 -67 -61 -54 -61 -57 -59 -62 -60 -68 -742 Eade -124 -140 -135 -136 -132 -113 -120 -117 -117 -122 -118 -129 -1.503 Ebsa -90 -89 -88 -84 -81 -73 -80 -76 -77 -80 -81 -86 -985 Edeq -45 -43 -44 -43 -42 -39 -42 -40 -43 -45 -45 -48 -519 Electricaribe -539 -485 -521 -508 -514 -480 -504 -492 -492 -515 -496 -558 -6.102 Electrocosta -431 -400 -416 -402 -401 -368 -386 -375 -387 -405 -396 -440 -4.806 Emcali -349 -333 -323 -300 -291 -268 -282 -269 -280 -295 -288 -309 -3.586 Enelar -12 -12 -14 -13 -12 -10 -12 -11 -12 -13 -13 -14 -148 EPM -739 -757 -781 -726 -732 -663 -709 -691 -728 -762 -754 -752 -8.794 EPSA -220 -227 -228 -217 -215 -200 -216 -215 -213 -226 -221 -216 -2.613 Huila -62 -61 -61 -60 -60 -55 -59 -59 -61 -67 -62 -66 -733 Meta -57 -56 -56 -52 -50 -45 -52 -52 -54 -57 -54 -59 -643 Pereira -56 -56 -56 -53 -53 -48 -51 -50 -52 -55 -54 -58 -644 Popayán - - - - - - - - - - - - - Santander -175 -177 -174 -166 -161 -144 -157 -154 -157 -167 -163 -178 -1.972 Tolima -112 -106 -103 -97 -98 -94 -99 -95 -97 -103 -100 -108 -1.214 Tuluá -18 -17 -17 -17 -17 -16 -16 -16 -16 -18 -17 -19 -204


44

TABLA 11

(Pérdidas) Ganancias por Tratamiento de Pérdidas - Actividad de Comercialización

Año 2001 (Millones de $ - $ de Junio de 2003) Ene-01 Feb-01 Mar-01 Abr-01 May-01 Jun-01 Jul-01 Ago-01 Sep-01 Oct-01 Nov-01 Dic-01 TOTAL Caquetá -18 -17 -17 -17 -16 -15 -16 -15 -16 -17 -17 -18 -199 Cedelca -41 -39 -43 -37 -37 -33 -37 -35 -37 -38 -38 -42 -457 Cedenar -166 -160 -169 -159 -162 -152 -162 -157 -159 -170 -167 -185 -1.968 Cens -183 -178 -180 -173 -174 -167 -172 -167 -177 -181 -181 -194 -2.126 Chec 12 17 10 18 19 36 28 33 20 14 23 18 246 Chocó -83 -89 -82 -87 -85 -79 -91 -87 -88 -92 -85 -77 -1.026 Codensa 2.546 2.585 2.650 2.566 2.473 2.602 2.497 2.544 2.583 2.692 2.669 2.584 30.992 Cundinamarca -44 -36 -41 -42 -37 -30 -35 -31 -31 -34 -36 -40 -436 Eade 131 104 141 125 148 170 161 165 175 168 180 179 1.847 Ebsa 62 69 148 76 76 169 81 92 170 91 96 156 1.287 Edeq 75 85 73 80 71 83 75 78 87 87 95 83 970 Electricaribe -825 -754 -781 -769 -801 -808 -827 -824 -810 -835 -822 -894 -9.749 Electrocosta -422 -392 -408 -393 -391 -358 -375 -365 -378 -394 -386 -429 -4.693 Emcali 371 309 371 341 382 376 376 368 391 348 418 358 4.409 Enelar -6 -5 -8 -5 -4 -3 -5 -4 -5 -5 -5 -6 -63 EPM 1.280 1.296 1.367 1.364 1.357 1.524 1.499 1.507 1.533 1.522 1.495 1.199 16.943 EPSA 266 231 245 266 303 287 329 362 295 320 287 293 3.483 Huila -102 -93 -105 -95 -100 -92 -105 -98 -106 -106 -109 -107 -1.218 Meta -101 -117 -104 -106 -100 -99 -100 -109 -105 -118 -110 -120 -1.288 Pereira 25 14 26 16 22 36 31 36 36 39 38 35 352 Popayán 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 9 Santander -7 -27 -17 -10 -4 19 5 15 9 9 33 7 33 Tolima -27 -13 -28 -1 -18 10 -2 -1 -18 0 -8 -8 -115 Tuluá 69 64 66 57 65 60 63 63 59 60 58 55 738


45

TABLA 12

(Pérdidas) Ganancias por Transporte de las Pérdidas Reales vs las Pérdidas Reconocidas

Actividad de Distribución – Comercializador Integrado con el Distribuidor Año 2001 (Millones de $ - $ de Junio de 2003)

Ene-01 Feb-01 Mar-01 Abr-01 May-01 Jun-01 Jul-01 Ago-01 Sep-01 Oct-01 Nov-01 Dic-01 TOTAL Caquetá -147 -153 -131 -142 -146 -138 -125 -129 -132 -132 -157 -125 -1.657 Cedelca -371 -335 -315 -344 -327 -331 -320 -327 -325 -333 -334 -337 -3.998 Cedenar -719 -676 -704 -679 -688 -660 -696 -682 -679 -682 -670 -742 -8.277 Cens -1.122 -1.029 -1.023 -1.013 -1.045 -1.099 -1.044 -1.023 -1.094 -1.064 -1.091 -1.063 -12.710 Chec -829 -818 -777 -790 -792 -819 -811 -810 -783 -775 -804 -809 -9.617 Chocó -258 -273 -236 -259 -259 -238 -281 -268 -272 -280 -269 -213 -3.107 Codensa -1.835 -1.871 -1.897 -1.870 -1.808 -1.851 -1.797 -1.802 -1.846 -1.905 -1.886 -1.843 -22.212 Cundinamarca -481 -475 -412 -471 -427 -429 -462 -462 -491 -483 -429 -494 -5.518 Eade -740 -701 -765 -734 -772 -783 -766 -769 -794 -775 -789 -795 -9.184 Ebsa -328 -331 -485 -332 -321 -501 -324 -337 -503 -341 -346 -476 -4.625 Edeq -132 -139 -126 -136 -123 -135 -127 -129 -143 -143 -150 -138 -1.621 Electricaribe -2.868 -2.524 -2.320 -2.397 -2.537 -2.927 -2.817 -2.854 -2.736 -2.661 -2.682 -2.691 -32.015 Electrocosta -1.686 -1.588 -1.458 -1.512 -1.601 -1.663 -1.887 -1.749 -1.645 -2.035 -1.952 -1.946 -20.720 Emcali -923 -788 -813 -765 -790 -766 -787 -759 -809 -757 -822 -768 -9.548 Enelar -103 -114 -95 -117 -120 -108 -102 -103 -108 -110 -111 -116 -1.308 EPM -889 -886 -912 -897 -888 -928 -904 -915 -935 -933 -911 -852 -10.850 EPSA -479 -436 -439 -462 -489 -461 -512 -541 -478 -510 -468 -469 -5.746 Huila -673 -529 -699 -558 -632 -582 -700 -607 -683 -583 -688 -597 -7.531 Meta -354 -458 -359 -409 -372 -405 -347 -406 -362 -424 -384 -411 -4.690 Pereira -235 -193 -220 -184 -200 -222 -215 -221 -227 -239 -230 -228 -2.612 Popayán -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -10 Santander -1.272 -1.112 -1.128 -1.119 -1.116 -1.161 -1.132 -1.168 -1.152 -1.196 -1.302 -1.191 -14.050 Tolima -630 -665 -519 -685 -556 -735 -666 -644 -545 -692 -608 -686 -7.631 Tuluá -31 -28 -29 -27 -30 -28 -30 -30 -30 -31 -30 -30 -353


46

TABLA 13

(Pérdidas) Ganancias por de Transporte de las Pérdidas Reales vs las Pérdidas Reconocidas

Actividad de Distribución – Comercializadores No Integrados con el Distribuidor Año 2001 (Millones de $ - $ de Junio de 2003)

Ene-01 Feb-01 Mar-01 Abr-01 May-01 Jun-01 Jul-01 Ago-01 Sep-01 Oct-01 Nov-01 Dic-01 TOTAL Caquetá - - -0 -0 -0 -0 -0 -0 -0 -0 -0 -0 -1 Cedelca -21 -20 -22 -22 -22 -22 -23 -24 -25 -303 -24 -23 -552 Cedenar -2 -2 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -3 -34 Cens -16 -21 -21 -21 -24 -24 -24 -25 -28 -27 -28 -36 -296 Chec -4 -4 -6 -4 -4 -6 -6 -6 -9 -8 -8 -4 -69 Chocó - - - - - - - - - - - - - Codensa -217 -135 -121 -138 -151 -146 -153 -163 -165 -165 -162 -144 -1.861 Cundinamarca -492 -39 -45 -46 -58 -59 -68 -84 -115 -95 -65 -79 -1.245 Eade -13 -16 -17 -16 -17 -17 -18 -18 -18 -18 -19 -15 -203 Ebsa -11 -11 -11 -13 -14 -15 -15 -15 -15 -17 -16 -8 -162 Edeq -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -8 Electricaribe -150 -136 -156 -160 -172 -173 -174 -183 -177 -189 -181 -165 -2.016 Electrocosta -34 -36 -40 -45 -52 -51 -50 -52 -52 -56 -57 -57 -582 Emcali -50 -56 -59 -65 -73 -71 -73 -86 -73 -89 -86 -72 -854 Enelar - - - - - - - - - - - - - EPM -4 -4 -4 -4 -5 -5 -5 -5 -5 -5 -7 -5 -58 EPSA -5 -5 -5 -5 -5 -5 -6 -7 -6 -7 -7 -4 -67 Huila -3 -4 -4 -4 -5 -5 -5 -5 -12 -17 -4 -2 -69 Meta -5 -6 -6 -6 -6 -5 -6 -6 -6 -6 -5 -4 -68 Pereira -1 -18 -20 -20 -19 -19 -19 -18 -16 -16 -16 -2 -183 Popayán - - - - - - - - - - - - - Santander -20 -21 -24 -23 -26 -25 -24 -27 -36 -30 -31 -32 -317 Tolima -4 -4 -4 -4 -4 -5 -5 -4 -6 -6 -6 -3 -55 Tuluá -0 -0 -0 -0 -0 -0 -0 -0 -0 -0 -0 -0 -3


47

TABLA 14

(Pérdidas) Ganancias por Transporte de las Pérdidas Reales vs las Pérdidas Reconocidas

Actividad de Distribución – Total Comercializadores que Operan en el Mercado del Distribuidor Año 2001 (Millones de $ - $ de Junio de 2003)

Ene-01 Feb-01 Mar-01 Abr-01 May-01 Jun-01 Jul-01 Ago-01 Sep-01 Oct-01 Nov-01 Dic-01 TOTAL Caquetá -147 -153 -131 -142 -146 -138 -125 -129 -133 -132 -157 -125 -1.658 Cedelca -391 -355 -337 -365 -350 -353 -344 -350 -350 -636 -358 -360 -4.550 Cedenar -722 -679 -707 -682 -691 -663 -698 -685 -682 -685 -673 -745 -8.312 Cens -1.138 -1.050 -1.044 -1.034 -1.069 -1.123 -1.068 -1.048 -1.122 -1.091 -1.119 -1.099 -13.006 Chec -833 -822 -783 -794 -796 -825 -817 -817 -791 -783 -812 -814 -9.687 Chocó -258 -273 -236 -259 -259 -238 -281 -268 -272 -280 -269 -213 -3.107 Codensa -2.052 -2.006 -2.018 -2.009 -1.960 -1.997 -1.950 -1.965 -2.011 -2.070 -2.049 -1.987 -24.072 Cundinamarca -972 -514 -457 -517 -486 -488 -530 -546 -606 -579 -494 -573 -6.763 Eade -753 -717 -782 -751 -789 -801 -783 -787 -812 -793 -809 -811 -9.386 Ebsa -339 -342 -496 -345 -335 -516 -339 -352 -518 -358 -362 -484 -4.787 Edeq -133 -140 -127 -137 -123 -135 -128 -130 -144 -144 -151 -139 -1.629 Electricaribe -3.018 -2.661 -2.475 -2.558 -2.709 -3.101 -2.991 -3.037 -2.913 -2.849 -2.863 -2.856 -34.031 Electrocosta -1.720 -1.624 -1.498 -1.556 -1.652 -1.713 -1.937 -1.801 -1.697 -2.091 -2.010 -2.003 -21.302 Emcali -973 -844 -873 -830 -863 -837 -860 -845 -883 -845 -909 -840 -10.402 Enelar -103 -114 -95 -117 -120 -108 -102 -103 -108 -110 -111 -116 -1.308 EPM -893 -890 -916 -901 -893 -933 -909 -920 -940 -938 -918 -857 -10.908 EPSA -484 -442 -444 -467 -494 -466 -518 -547 -484 -517 -475 -474 -5.812 Huila -676 -532 -703 -562 -636 -586 -705 -612 -695 -601 -692 -599 -7.601 Meta -359 -463 -365 -415 -378 -411 -353 -412 -369 -429 -389 -415 -4.758 Pereira -236 -210 -240 -203 -220 -241 -234 -238 -243 -254 -246 -230 -2.795 Popayán -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -1 -10 Santander -1.292 -1.133 -1.152 -1.142 -1.142 -1.186 -1.157 -1.194 -1.188 -1.226 -1.333 -1.223 -14.367 Tolima -634 -669 -523 -689 -561 -739 -672 -647 -551 -698 -614 -690 -7.686 Tuluá -31 -29 -29 -27 -30 -28 -30 -31 -30 -31 -31 -30 -356


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TABLA 15

Ingresos - Actividad de Comercialización - Año 2001 (Millones de $ - $ de Junio de 2003)

Ene-01 Feb-01 Mar-01 Abr-01 May-01 Jun-01 Jul-01 Ago-01 Sep-01 Oct-01 Nov-01 Dic-01 TOTALCaquetá 309 318 286 309 306 299 269 281 288 289 342 276 3.572Cedelca 781 701 663 724 692 698 681 694 687 704 712 719 8.456Cedenar 1.852 1.731 1.803 1.750 1.736 1.659 1.783 1.753 1.744 1.751 1.762 1.924 21.249Cens 1.675 1.613 1.475 1.462 1.510 1.570 1.486 1.470 1.559 1.528 1.534 1.501 18.382Chec 2.067 1.950 1.861 1.937 1.899 2.013 1.979 1.996 1.980 1.961 2.041 2.017 23.701Chocó 299 315 272 301 300 275 325 310 314 325 314 249 3.599Codensa 9.020 9.366 9.413 8.516 8.220 8.335 8.131 8.154 8.345 8.636 8.575 8.377 103.087Cundinamarca 1.380 1.362 1.184 1.380 1.283 1.282 1.376 1.381 1.471 1.443 1.309 1.416 16.269Eade 5.812 5.450 5.960 5.788 6.011 6.126 6.017 5.988 6.273 6.141 6.321 6.395 72.282Ebsa 1.408 1.445 2.039 1.444 1.385 2.084 1.394 1.454 2.076 1.439 1.490 1.962 19.621Edeq 318 334 303 327 296 323 303 308 338 339 358 330 3.876Electricaribe 4.164 3.680 3.361 3.450 3.698 4.154 4.108 4.142 3.953 3.933 3.927 3.988 46.559Electrocosta 3.603 3.433 3.180 3.227 3.523 3.509 3.947 3.699 3.592 3.724 3.676 3.667 42.781Emcali 2.548 2.116 2.122 1.980 1.987 1.908 1.929 1.868 1.941 1.829 2.006 1.883 24.117Enelar 198 217 181 226 231 208 198 200 207 212 216 227 2.522EPM 2.960 2.947 3.031 3.026 2.916 3.088 3.226 3.046 3.167 3.120 3.068 2.104 35.700EPSA 2.225 2.064 2.127 2.191 2.299 2.202 2.434 2.594 2.286 2.430 2.303 2.225 27.381Huila 1.086 853 1.122 911 1.039 948 1.191 1.031 1.168 1.022 1.190 1.011 12.572Meta 600 856 611 685 633 672 601 721 642 747 682 708 8.158Pereira 265 229 263 231 242 267 258 265 272 283 279 274 3.129Popayán 4 4 4 3 3 3 3 3 3 3 3 3 40Santander 2.263 1.947 2.096 2.205 2.144 2.217 2.174 2.305 2.277 2.381 2.593 2.382 26.983Tolima 1.332 1.380 1.136 1.410 1.141 1.471 1.405 1.330 1.076 1.442 1.312 1.373 15.809Tuluá 155 142 147 133 148 140 150 153 154 163 158 160 1.803


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TABLA 16

Ingresos - Actividad de Distribución - Año 2001 (Millones de $ - $ de Junio de 2003)

Ene-01 Feb-01 Mar-01 Abr-01 May-01 Jun-01 Jul-01 Ago-01 Sep-01 Oct-01 Nov-01 Dic-01 TOTALCaquetá 694 721 633 681 693 665 598 623 638 637 754 604 7.941Cedelca 2.301 2.092 2.014 2.161 2.097 2.113 2.081 2.133 2.140 3.639 2.150 2.154 27.074Cedenar 2.726 2.569 2.686 2.584 2.600 2.494 2.642 2.597 2.589 2.596 2.556 2.817 31.457Cens 5.207 4.918 4.781 4.725 4.905 5.133 4.858 4.782 5.098 4.966 5.055 4.966 59.394Chec 5.963 5.847 5.611 5.678 5.675 5.919 5.869 5.875 5.720 5.662 5.894 5.844 69.558Chocó 664 703 607 669 668 614 725 692 700 723 694 548 8.008Codensa 37.196 36.810 37.373 36.879 36.404 36.800 36.278 36.908 37.784 38.510 37.962 36.441 445.346Cundinamarca 5.726 3.280 3.057 3.394 3.384 3.396 3.801 4.218 4.629 4.085 3.532 4.220 46.723Eade 6.432 6.176 6.725 6.475 6.785 6.884 6.749 6.756 7.000 6.845 6.991 6.956 80.774Ebsa 3.460 3.502 4.938 3.669 3.506 5.198 3.562 3.667 5.204 3.769 3.768 4.666 48.908Edeq 1.433 1.512 1.378 1.479 1.339 1.470 1.383 1.406 1.552 1.550 1.618 1.486 17.607Electricaribe 14.676 13.037 12.295 12.613 13.424 15.064 14.682 14.897 14.244 14.124 14.042 13.918 167.017Electrocosta 10.341 9.867 9.222 9.503 10.233 10.407 11.520 10.960 10.488 12.640 12.299 12.352 129.831Emcali 10.433 9.253 9.511 9.246 9.692 9.392 9.550 9.559 9.712 9.431 10.030 9.000 114.810Enelar 567 626 523 646 659 595 564 570 592 605 610 641 7.198EPM 14.883 14.912 15.283 15.129 14.881 15.623 15.418 15.400 15.793 15.708 15.379 13.091 181.500EPSA 7.097 6.554 6.628 6.900 7.299 6.913 7.687 8.167 7.207 7.687 7.117 6.965 86.220Huila 2.972 2.356 3.101 2.493 2.833 2.609 3.158 2.754 3.176 2.817 3.105 2.655 34.031Meta 1.508 2.041 1.555 1.742 1.605 1.718 1.511 1.769 1.585 1.833 1.665 1.744 20.276Pereira 1.787 1.614 1.846 1.584 1.697 1.861 1.806 1.840 1.870 1.951 1.896 1.771 21.523Popayán 12 12 12 11 10 10 10 11 11 10 10 11 131Santander 8.470 7.447 7.744 7.715 7.693 7.994 7.798 8.093 8.053 8.320 9.053 8.326 96.705Tolima 4.258 4.465 3.569 4.563 3.737 4.897 4.517 4.287 3.658 4.685 4.164 4.515 51.316Tuluá 683 634 639 582 653 616 665 674 671 702 684 682 7.886


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TABLA 17

(Pérdidas) Ganancias por Tratamiento de Pérdidas como Porcentaje de los Ingresos

de la Actividad de Comercialización - Año 2001 (%) Ene-01 Feb-01 Mar-01 Abr-01 May-01 Jun-01 Jul-01 Ago-01 Sep-01 Oct-01 Nov-01 Dic-01 TOTAL Caquetá -5,7% -5,5% -6,0% -5,4% -5,4% -5,0% -6,0% -5,4% -5,5% -5,8% -5,1% -6,5% -5,6% Cedelca -5,3% -5,5% -6,5% -5,2% -5,3% -4,8% -5,4% -5,0% -5,4% -5,4% -5,3% -5,8% -5,4% Cedenar -8,9% -9,2% -9,4% -9,1% -9,3% -9,2% -9,1% -9,0% -9,1% -9,7% -9,5% -9,6% -9,3% Cens -10,9% -11,0% -12,2% -11,8% -11,5% -10,6% -11,5% -11,4% -11,4% -11,8% -11,8% -12,9% -11,6% Chec 0,6% 0,9% 0,5% 0,9% 1,0% 1,8% 1,4% 1,6% 1,0% 0,7% 1,1% 0,9% 1,0% Chocó -27,7% -28,4% -30,1% -29,0% -28,4% -28,9% -28,1% -28,0% -28,1% -28,3% -27,0% -30,9% -28,5% Codensa 28,2% 27,6% 28,2% 30,1% 30,1% 31,2% 30,7% 31,2% 31,0% 31,2% 31,1% 30,9% 30,1% Cundinamarca -3,2% -2,7% -3,4% -3,0% -2,9% -2,3% -2,5% -2,3% -2,1% -2,4% -2,7% -2,8% -2,7% Eade 2,3% 1,9% 2,4% 2,2% 2,5% 2,8% 2,7% 2,8% 2,8% 2,7% 2,9% 2,8% 2,6% Ebsa 4,4% 4,8% 7,2% 5,3% 5,5% 8,1% 5,8% 6,3% 8,2% 6,3% 6,5% 7,9% 6,6% Edeq 23,6% 25,4% 24,1% 24,5% 23,9% 25,7% 24,6% 25,1% 25,6% 25,6% 26,4% 25,2% 25,0% Electricaribe -19,8% -20,5% -23,2% -22,3% -21,7% -19,4% -20,1% -19,9% -20,5% -21,2% -20,9% -22,4% -20,9% Electrocosta -11,7% -11,4% -12,8% -12,2% -11,1% -10,2% -9,5% -9,9% -10,5% -10,6% -10,5% -11,7% -11,0% Emcali 14,6% 14,6% 17,5% 17,2% 19,2% 19,7% 19,5% 19,7% 20,2% 19,0% 20,8% 19,0% 18,3% Enelar -3,2% -2,5% -4,3% -2,2% -1,9% -1,4% -2,4% -2,2% -2,4% -2,6% -2,5% -2,6% -2,5% EPM 43,2% 44,0% 45,1% 45,1% 46,6% 49,4% 46,5% 49,5% 48,4% 48,8% 48,7% 57,0% 47,5% EPSA 11,9% 11,2% 11,5% 12,2% 13,2% 13,0% 13,5% 14,0% 12,9% 13,2% 12,4% 13,2% 12,7% Huila -9,4% -10,9% -9,3% -10,4% -9,6% -9,7% -8,8% -9,5% -9,1% -10,4% -9,1% -10,6% -9,7% Meta -16,8% -13,7% -17,1% -15,4% -15,8% -14,8% -16,6% -15,1% -16,3% -15,8% -16,1% -16,9% -15,8% Pereira 9,5% 6,0% 9,7% 6,8% 9,2% 13,3% 12,1% 13,4% 13,1% 13,7% 13,6% 12,7% 11,3% Popayán 21,5% 22,0% 22,4% 22,0% 22,4% 22,3% 22,4% 22,4% 22,3% 22,6% 22,5% 22,8% 22,3% Santander -0,3% -1,4% -0,8% -0,5% -0,2% 0,9% 0,2% 0,6% 0,4% 0,4% 1,3% 0,3% 0,1% Tolima -2,1% -1,0% -2,4% -0,1% -1,6% 0,7% -0,2% -0,1% -1,7% 0,0% -0,6% -0,6% -0,7% Tuluá 44,6% 44,7% 44,8% 42,8% 44,0% 42,5% 42,2% 41,2% 38,6% 36,7% 36,4% 34,2% 40,9%


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TABLA 18


de la Actividad de Distribución - Año 2001 (%) Ene-01 Feb-01 Mar-01 Abr-01 May-01 Jun-01 Jul-01 Ago-01 Sep-01 Oct-01 Nov-01 Dic-01 TOTAL Caquetá -21,2% -21,2% -20,8% -20,8% -21,1% -20,8% -20,8% -20,8% -20,8% -20,8% -20,8% -20,7% -20,9% Cedelca -17,0% -17,0% -16,7% -16,9% -16,7% -16,7% -16,5% -16,4% -16,4% -17,5% -16,6% -16,7% -16,8% Cedenar -26,5% -26,4% -26,3% -26,4% -26,6% -26,6% -26,4% -26,4% -26,3% -26,4% -26,3% -26,4% -26,4% Cens -21,9% -21,4% -21,8% -21,9% -21,8% -21,9% -22,0% -21,9% -22,0% -22,0% -22,1% -22,1% -21,9% Chec -14,0% -14,1% -14,0% -14,0% -14,0% -13,9% -13,9% -13,9% -13,8% -13,8% -13,8% -13,9% -13,9% Chocó -38,8% -38,8% -38,8% -38,8% -38,8% -38,8% -38,8% -38,8% -38,8% -38,8% -38,8% -38,8% -38,8% Codensa -5,5% -5,4% -5,4% -5,4% -5,4% -5,4% -5,4% -5,3% -5,3% -5,4% -5,4% -5,5% -5,4% Cundinamarca -17,0% -15,7% -14,9% -15,2% -14,3% -14,4% -13,9% -12,9% -13,1% -14,2% -14,0% -13,6% -14,5% Eade -11,7% -11,6% -11,6% -11,6% -11,6% -11,6% -11,6% -11,6% -11,6% -11,6% -11,6% -11,7% -11,6% Ebsa -9,8% -9,8% -10,1% -9,4% -9,5% -9,9% -9,5% -9,6% -10,0% -9,5% -9,6% -10,4% -9,8% Edeq -9,3% -9,2% -9,2% -9,2% -9,2% -9,2% -9,2% -9,2% -9,3% -9,3% -9,3% -9,3% -9,3% Electricaribe -20,6% -20,4% -20,1% -20,3% -20,2% -20,6% -20,4% -20,4% -20,5% -20,2% -20,4% -20,5% -20,4% Electrocosta -16,6% -16,5% -16,2% -16,4% -16,1% -16,5% -16,8% -16,4% -16,2% -16,5% -16,3% -16,2% -16,4% Emcali -9,3% -9,1% -9,2% -9,0% -8,9% -8,9% -9,0% -8,8% -9,1% -9,0% -9,1% -9,3% -9,1% Enelar -18,2% -18,2% -18,2% -18,2% -18,2% -18,2% -18,2% -18,1% -18,2% -18,2% -18,1% -18,2% -18,2% EPM -6,0% -6,0% -6,0% -6,0% -6,0% -6,0% -5,9% -6,0% -6,0% -6,0% -6,0% -6,5% -6,0% EPSA -6,8% -6,7% -6,7% -6,8% -6,8% -6,7% -6,7% -6,7% -6,7% -6,7% -6,7% -6,8% -6,7% Huila -22,8% -22,6% -22,7% -22,5% -22,5% -22,5% -22,3% -22,2% -21,9% -21,3% -22,3% -22,6% -22,3% Meta -23,8% -22,7% -23,5% -23,8% -23,6% -23,9% -23,4% -23,3% -23,3% -23,4% -23,4% -23,8% -23,5% Pereira -13,2% -13,0% -13,0% -12,8% -12,9% -12,9% -13,0% -13,0% -13,0% -13,0% -13,0% -13,0% -13,0% Popayán -7,4% -7,4% -7,4% -7,4% -7,4% -7,4% -7,4% -7,4% -7,4% -7,4% -7,4% -7,4% -7,4% Santander -15,3% -15,2% -14,9% -14,8% -14,8% -14,8% -14,8% -14,8% -14,8% -14,7% -14,7% -14,7% -14,9% Tolima -14,9% -15,0% -14,7% -15,1% -15,0% -15,1% -14,9% -15,1% -15,1% -14,9% -14,7% -15,3% -15,0% Tuluá -4,5% -4,5% -4,5% -4,6% -4,6% -4,6% -4,5% -4,5% -4,5% -4,4% -4,5% -4,4% -4,5%


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TABLA 19

(Pérdidas) Ganancias por Tratamiento de Pérdidas - Actividad de Distribución-Comercialización

Año 2001 (Millones de $ - $ de Junio de 2003) Ene-01 Feb-01 Mar-01 Abr-01 May-01 Jun-01 Jul-01 Ago-01 Sep-01 Oct-01 Nov-01 Dic-01 TOTAL Caquetá -165 -170 -149 -158 -163 -153 -141 -144 -148 -149 -174 -143 -1.857 Cedelca -433 -394 -380 -403 -387 -386 -381 -385 -387 -674 -395 -402 -5.007 Cedenar -887 -839 -876 -841 -854 -815 -860 -842 -841 -855 -840 -930 -10.279 Cens -1.321 -1.228 -1.224 -1.206 -1.243 -1.290 -1.240 -1.215 -1.300 -1.272 -1.300 -1.293 -15.132 Chec -821 -805 -773 -776 -778 -789 -789 -784 -771 -769 -789 -796 -9.440 Chocó -341 -362 -317 -347 -344 -318 -372 -355 -360 -372 -354 -290 -4.133 Codensa 494 579 632 558 514 605 548 579 572 622 620 597 6.920 Cundinamarca -1.017 -551 -498 -559 -523 -518 -565 -577 -637 -613 -530 -613 -7.199 Eade -622 -613 -640 -626 -641 -630 -623 -622 -637 -625 -628 -632 -7.539 Ebsa -277 -273 -349 -269 -258 -347 -258 -260 -348 -268 -266 -328 -3.500 Edeq -58 -55 -54 -56 -52 -52 -53 -52 -57 -57 -56 -56 -659 Electricaribe -3.843 -3.414 -3.256 -3.327 -3.510 -3.909 -3.818 -3.861 -3.723 -3.685 -3.685 -3.750 -43.780 Electrocosta -2.142 -2.016 -1.905 -1.950 -2.044 -2.071 -2.312 -2.166 -2.075 -2.485 -2.396 -2.432 -25.995 Emcali -602 -536 -501 -489 -481 -461 -484 -477 -491 -497 -491 -482 -5.993 Enelar -110 -120 -103 -122 -124 -111 -107 -108 -113 -115 -116 -122 -1.371 EPM 387 406 451 462 464 591 590 587 593 584 576 342 6.035 EPSA -218 -211 -199 -201 -191 -179 -188 -185 -190 -197 -188 -181 -2.329 Huila -778 -626 -808 -657 -736 -678 -810 -710 -801 -707 -801 -707 -8.819 Meta -459 -580 -469 -520 -478 -510 -453 -521 -473 -547 -499 -535 -6.046 Pereira -211 -197 -214 -188 -197 -205 -203 -203 -207 -216 -208 -195 -2.443 Popayán -0 -0 -0 -0 -0 -0 -0 -0 -0 -0 -0 -0 -1 Santander -1.299 -1.160 -1.169 -1.152 -1.145 -1.167 -1.152 -1.179 -1.179 -1.217 -1.299 -1.216 -14.335 Tolima -661 -683 -551 -690 -578 -729 -674 -649 -570 -697 -622 -697 -7.801 Tuluá 38 35 37 30 35 31 33 32 29 28 27 24 382


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TABLA 20


de la Actividad de Distribución-Comercialización - Año 2001 (%) Ene-01 Feb-01 Mar-01 Abr-01 May-01 Jun-01 Jul-01 Ago-01 Sep-01 Oct-01 Nov-01 Dic-01 TOTAL Caquetá -16,4% -16,4% -16,2% -16,0% -16,3% -15,9% -16,2% -16,0% -16,0% -16,1% -15,9% -16,3% -16,1% Cedelca -14,0% -14,1% -14,2% -14,0% -13,9% -13,7% -13,8% -13,6% -13,7% -15,5% -13,8% -14,0% -14,1% Cedenar -19,4% -19,5% -19,5% -19,4% -19,7% -19,6% -19,4% -19,3% -19,4% -19,7% -19,5% -19,6% -19,5% Cens -19,2% -18,8% -19,6% -19,5% -19,4% -19,2% -19,5% -19,4% -19,5% -19,6% -19,7% -20,0% -19,5% Chec -10,2% -10,3% -10,3% -10,2% -10,3% -9,9% -10,1% -10,0% -10,0% -10,1% -9,9% -10,1% -10,1% Chocó -35,4% -35,6% -36,1% -35,8% -35,6% -35,7% -35,5% -35,5% -35,5% -35,6% -35,1% -36,3% -35,6% Codensa 1,1% 1,3% 1,4% 1,2% 1,2% 1,3% 1,2% 1,3% 1,2% 1,3% 1,3% 1,3% 1,3% Cundinamarca -14,3% -11,9% -11,7% -11,7% -11,2% -11,1% -10,9% -10,3% -10,4% -11,1% -11,0% -10,9% -11,4% Eade -5,1% -5,3% -5,0% -5,1% -5,0% -4,8% -4,9% -4,9% -4,8% -4,8% -4,7% -4,7% -4,9% Ebsa -5,7% -5,5% -5,0% -5,3% -5,3% -4,8% -5,2% -5,1% -4,8% -5,1% -5,1% -5,0% -5,1% Edeq -3,3% -3,0% -3,2% -3,1% -3,2% -2,9% -3,2% -3,1% -3,0% -3,0% -2,8% -3,1% -3,1% Electricaribe -20,4% -20,4% -20,8% -20,7% -20,5% -20,3% -20,3% -20,3% -20,5% -20,4% -20,5% -20,9% -20,5% Electrocosta -15,4% -15,2% -15,4% -15,3% -14,9% -14,9% -14,9% -14,8% -14,7% -15,2% -15,0% -15,2% -15,1% Emcali -4,6% -4,7% -4,3% -4,4% -4,1% -4,1% -4,2% -4,2% -4,2% -4,4% -4,1% -4,4% -4,3% Enelar -14,3% -14,2% -14,6% -14,0% -13,9% -13,8% -14,1% -14,0% -14,1% -14,1% -14,0% -14,1% -14,1% EPM 2,2% 2,3% 2,5% 2,5% 2,6% 3,2% 3,2% 3,2% 3,1% 3,1% 3,1% 2,3% 2,8% EPSA -2,3% -2,4% -2,3% -2,2% -2,0% -2,0% -1,9% -1,7% -2,0% -2,0% -2,0% -2,0% -2,1% Huila -19,2% -19,5% -19,1% -19,3% -19,0% -19,1% -18,6% -18,8% -18,4% -18,4% -18,6% -19,3% -18,9% Meta -21,8% -20,0% -21,7% -21,4% -21,4% -21,3% -21,4% -20,9% -21,3% -21,2% -21,2% -21,8% -21,3% Pereira -10,3% -10,7% -10,2% -10,3% -10,2% -9,6% -9,8% -9,6% -9,7% -9,6% -9,6% -9,5% -9,9% Popayán -0,6% -0,6% -0,5% -0,6% -0,5% -0,5% -0,5% -0,5% -0,5% -0,4% -0,4% -0,3% -0,5% Santander -12,1% -12,3% -11,9% -11,6% -11,6% -11,4% -11,5% -11,3% -11,4% -11,4% -11,2% -11,4% -11,6% Tolima -11,8% -11,7% -11,7% -11,6% -11,9% -11,5% -11,4% -11,5% -12,0% -11,4% -11,4% -11,8% -11,6% Tuluá 4,5% 4,5% 4,7% 4,2% 4,4% 4,2% 4,1% 3,9% 3,6% 3,3% 3,2% 2,9% 3,9%


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3. ASIGNACIÓN Y TRATAMIENTO DE LAS PÉRDIDAS NO TÉCNICAS

La medición de los consumos de la totalidad de los usuarios permite a las empresas Distribuidoras-Comercializadoras cuantificar el nivel del consumo y las pérdidas del respectivo sistema. Con la introducción de competencia en la actividad de Comercialización, tanto en el mercado regulado, como no-regulado, se asignó la actividad de lectura, precrítica, crítica, liquidación y facturación de los consumos al agente Comercializador, lo que ha implicado la pérdida de control sobre el balance de energía del OR. Se ha partido del supuesto de que las pérdidas no-técnicas del respectivo sistema son causadas por los usuarios atendidos por el Distribuidor-Comercializador, lo que ha originado desequilibrios significativos entre el Distribuidor-Comercializador del mercado correspondiente y los Comercializadores que compiten en el mismo mercado. El estudio del CERI16 clasifica las pérdidas no técnicas en las siguientes categorías: • Conexiones Ilegales

No autorizadas por el OR. El CERI estimó que 1/4 de las pérdidas no técnicas tienen su origen en este tipo de conexiones.

• Fraudes

Asociadas con el by-pass o la manipulación de los medidores. El CERI estimó que el 1/3 de las pérdidas no técnicas están relacionadas con los Fraudes.

• Administración

Incluye pérdidas de energía originadas en la propia administración: ineficiencia en prácticas del negocio, incompetencia del personal, o fraudes del personal. El CERI estimó que 1/4 de las pérdidas no técnicas se causan al interior de las empresas, en este caso en las áreas comerciales respectivas.

16 Loss of Electric Energy on the Colombian Electric System – Phase II, Report,

July 9, 2002.


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• Zonas Rojas Pérdidas asociadas con las denominadas “Zonas Rojas”. Se consideran fuera del alcance de los Distribuidores-Comercializadores y Comercializadores que actúan en el respectivo mercado. El CERI estimó que estas pérdidas representan 1/9 de las pérdidas no técnicas.

• Medición

Pérdidas que tienen su origen en equipos de medida inadecuados. El CERI estimó que estas pérdidas explican 1/12 de las pérdidas no técnicas.

Como la estimación del CERI en lo referente al peso de cada categoría de pérdidas en las pérdidas no técnicas totales, da como resultado 102,8%, en el presente análisis asumiremos que la categoría “Zonas Rojas” representa 1/12 del total de pérdidas no técnicas y no 1/9 como aparece en el informe. Mientras las categorías “Fraudes”, “Administración” y “Medición” deben ser calificadas como categorías comunes a las empresas que desarrollan la actividad de Comercialización, la categoría “Conexiones Ilegales” es exclusiva del ámbito de Distribución. Finalmente, la categoría “Zonas Rojas” debe ser calificada como riesgo de cada mercado, definido este último, en términos de los usuarios conectados a la red de cada OR. Ni el estudio efectuado por el CERI a solicitud de la CREG, ni otros documentos disponibles sobre el tema, pueden dar soporte o fundamentar una distribución de las pérdidas no técnicas entre los diferentes niveles de tensión. La indefinición del tema implica simplificaciones en el esquema de asignación que se adopte. 3.1 CRITERIOS DE ASIGNACIÓN DE LAS PÉRDIDAS NO

TÉCNICAS ENTRE AGENTES DEL MERCADO Y USUARIOS Tanto el origen de las pérdidas técnicas, como no técnicas, ha sido objeto de numerosos diagnósticos y estudios desde mediados de la década de los 80´s. En lo referente a la temática de las pérdidas no técnicas, sin orden de prioridad, los principales factores que inciden tanto en el nivel, como en la evolución de las mismas, son los siguientes:

• Condiciones económicas desfavorables para las empresas Distribuidoras, que tradicionalmente han tenido que asumir los


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costos derivados de niveles de pérdidas ineficientes. La insuficiencia de recursos financieros para emprender inversiones y programas destinados a la reducción de pérdidas, se convierte en generador de un círculo vicioso que deteriora irreversiblemente la situación económica de estas compañías.

• Deterioro de las condiciones socioeconómicas de la población, que

restringe la capacidad de pago de los usuarios finales del servicio. Los consumos de los usuarios en estas circunstancias se traducen en cartera morosa o en la apropiación ilícita, total o parcial, de la energía.

• Percepción baja de riesgo de sanción. Si las multas no son

significativas, o la ejecución de cortes efectivos del servicio enfrenta dificultades, ya sea las pérdidas no técnicas, o la cartera morosa, tenderán a subir.

• La concepción que existe en muchas regiones del país sobre la

responsabilidad indelegable del Estado de proveer los servicios públicos domiciliarios, conlleva a que los usuarios perciban el servicio eléctrico como un bien que debe suministrarse sin mayores condicionamientos.

• Esfuerzos puntuales en programas de reducción de pérdidas que

no tienen la continuidad requerida, de allí que los resultados no sean permanentes.

• Desplazamiento de los programas de reducción de pérdidas,

priorizando otros proyectos de gastos e inversión, más relevantes en términos del desempeño operativo de corto plazo.

• Obsolescencia de la infraestructura, que además de incrementar el

componente técnico de las pérdidas, facilita la acción de los usuarios sobre las redes de distribución y los equipos de medición.

Sin embargo, no es objeto del presente análisis profundizar en la mayoría de los problemas planteados, toda vez que está fuera del alcance de la regulación económica solventar muchas de las variables de contexto. En desarrollo del alcance, las pérdidas no técnicas se toman como una variable dada, siendo el objetivo del análisis establecer criterios razonables y eficientes de asignación de estas pérdidas entre los agentes del mercado.


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La construcción de criterios debe tener en cuenta, entre otras, las siguientes consideraciones: i) Responsabilidad de los Distribuidores y Comercializadores en el

control de las pérdidas no técnicas. Estos agentes son responsables cuando sus acciones u omisiones inciden en la evolución del nivel de pérdidas.

ii) Neutralidad en la regulación económica aplicable a las pérdidas no

técnicas. La normativa que finalmente se adopte debe garantizar la no discriminación entre agentes del mercado. Condiciones iguales se deben traducir en reglas equivalentes.

iii) Incidencia sobre el nivel de pérdidas de la competencia en el

mercado minorista y los términos en que ésta es regulada. De los tres (3) aspectos relacionados, el tercero amerita una aproximación especial. Si bien, podría afirmarse intuitivamente que la introducción de competencia al detal ha tenido efectos en la evolución del índice de pérdidas de las empresas Distribuidoras-Comercializadoras, se busca establecer una relación formal entre estas variables. En la Tabla 21, se seleccionan cuatro variables con el objeto de determinar su grado de correlación. Las variables son:

Índice de Pérdidas de Energía Totales del Distribuidor-Comercializador, correspondientes al año 2002 (%IPT). Corresponden a las pérdidas totales asumidas por el Distribuidor-Comercializador.

Consumo Residencial de los Estratos socioeconómicos 1 y 2, como

porcentaje del Consumo Total del Mercado del OR, correspondiente al año 2002 (%R12).

Consumo de los Usuarios Atendidos por Terceros en el Mercado

del OR, como porcentaje del Consumo Total del Mercado del OR, correspondiente al año 2002 (%OT).

Inversiones en Recuperación de Pérdidas efectuadas por el

Distribuidor-Comercializador durante el período 1998-2002, divididas por el Número de Usuarios del Mercado en el año 2002 (IRP/U). Se expresan en $/Usuario ($ de Junio de 2002).


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Fue posible contar con la información de las siguientes empresas: Codensa, EEPPM, Electricaribe, Electrocosta. EPSA, EMCALI, Cedenar y Edeq. Se corrió una regresión lineal asumiendo la siguiente función:

))/ln();ln(%);12(ln(%)ln(% UIRPOTRIPT Γ=

Los resultados se presentan en las Tablas 22-A y 22-B y confirman la correlación esperada entre las variables involucradas. El nivel de pérdidas de las empresas de Distribución-Comercialización depende, entre otros factores, del peso relativo de los estratos 1 y 2 dentro de la composición del mercado, del grado de penetración de los mercados por parte de terceros y la inversión en programas de recuperación de pérdidas en relación con el tamaño del mercado. La regresión corresponde a un corte transversal. Los estadísticos, estadísticamente, son significativamente diferentes de cero (0), como lo muestran las pruebas t de ajuste de cada uno de los parámetros. Finalmente, los signos de los coeficientes de las variables son consistentes con el comportamiento previsto.


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TABLA 21

Año 2002

% Pérdidas Totales

de ElectricidadDistribuidor-

Comercializador

%R12 %OT IRP/U

VARIABLES Codensa 15,96% 15,84% 31,70% 161.315EPM 11,30% 20,78% 2,59% 238.165Electricaribe 32,21% 33,30% 16,06% 73.109Electrocosta 27,14% 23,32% 37,75% 68.603EPSA 16,00% 26,45% 5,15% 164.925Emcali 26,72% 12,63% 39,93% 1.971Cedenar 45,88% 48,07% 2,96% 35.762Edeq 20,32% 31,90% 1,93% 11.054

LOGARÍTMOS Codensa -1,835085 -1,842546 -1,148700 11,991113EPM -2,180367 -1,571397 -3,654302 12,380718Electricaribe -1,132892 -1,099688 -1,828720 11,199701Electrocosta -1,304162 -1,455677 -0,974185 11,136098EPSA -1,832581 -1,330073 -2,966753 12,013247Emcali -1,319758 -2,069355 -0,918158 7,586413Cedenar -0,779141 -0,732569 -3,519665 10,484645Edeq -1,593565 -1,142550 -3,948100 9,310584


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TABLA 22 - A MODELO

Resumen

Variable Dependiente: % Índice de Pérdidas de Energía Total (%IPT)

Estadísticas de la Regresión Coeficiente de Correlación Múltiple 0,95997 Coeficiente de Determinación R2 0,92155 R2 Ajustado 0,86271 Error Típico 0,16687 Observaciones 8

ANÁLISIS DE VARIANZA

Grados de Libertad

Suma de Cuadrados

Promedio de los Cuadrados F Valor Crítico de F

Regresión 3 1,30835 0,43612 15,66 0,01123 Residuos 4 0,11138 0,02784 Total 7 1,41973

Coeficientes Error Típico Estadístico t Probabilidad Inferior 95% Superior 95%

Intercepción 2,33435 0,58856 3,96619 0,01659 0,70023 3,96847 %R12 1,13833 0,19016 5,98616 0,00392 0,61036 1,66629 %OT 0,26514 0,06285 4,21851 0,01349 0,09064 0,43964 IRP/U -0,14897 0,03987 -3,73620 0,02019 -0,25967 -0,03827


61

TABLA 22 - B MODELO

Variable Dependiente: % Índice de Pérdidas de Energía Total (%IPT)

Análisis de los Residuales

Observación Pronóstico para Y Residuos Residuos estándares 1 -1,85392 0,01884 0,14935 2 -2,26764 0,08727 0,69189 3 -1,07071 -0,06218 -0,49292 4 -1,23990 -0,06426 -0,50945 5 -1,75590 -0,07668 -0,60793 6 -1,39482 0,07506 0,59508 7 -0,99463 0,21549 1,70835 8 -1,40002 -0,19354 -1,53437

Resultados de Datos de Probabilidad Percentil Y

6,25 -2,18037 18,75 -1,83508 31,25 -1,83258 43,75 -1,59356 56,25 -1,31976 68,75 -1,30416 81,25 -1,13289 93,75 -0,77914


62

3.2 LAS PÉRDIDAS NO TÉCNICAS Y LOS COMERCIALIZADORES En el marco regulatorio vigente la totalidad de pérdidas no técnicas se le asignan al Distribuidor-Comercializador de cada sistema o mercado. Consecuentemente se está asumiendo que los restantes Comercializadores del mercado son ajenos a la problemática de pérdidas. Es decir, en principio no enfrentan problemas de “Fraudes”, “Administración” o “Medición”. Serían los usuarios, los empleados y los equipos de medida del Distribuidor-Comercializador, respectivamente, los causantes de 2/3 de las pérdidas no técnicas totales (1/3 + 1/4 + 1/12). Aún cuando, estas pérdidas no pueden trasladarse a los usuarios finales del servicio, en la medida en que son el resultado de la ineficiencia empresarial, no pueden ser asignadas a un Comercializador en particular, a menos que fuera posible contar con una instancia de control externo a las empresas, que auditara la situación específica de las distintas compañías y sus usuarios. Lo anterior, no es posible. Si fuera factible las pérdidas mencionadas no existirían. Consecuentemente, las pérdidas no técnicas asociadas con las categorías: “Fraudes”, “Administración” y “Medición”, correspondientes a 2/3 de las pérdidas no técnicas totales, deberían asignarse entre los Comercializadores que actúan en cada uno de los mercados, a prorrata de sus ventas. Nadie garantiza, ni aún en los casos de medidores con interrogación remota, que no se estén presentando este tipo de anomalías. Con relación a las “Conexiones Ilegales”, aún cuando, son responsabilidad del Distribuidor, la energía comprometida en las mismas se le asignan al negocio de Comercialización del respectivo OR. Esta asignación es arbitraria e implica una discriminación no justificada del agente en cuestión, frente a otros Comercializadores del mismo mercado. Adicionalmente, la actividad de Comercialización es en estricto rigor ajena a esta problemática. Estas pérdidas no podrían trasladarse a los usuarios finales, toda vez que dependen de la política de cortes y de las gestiones que implanten para su ejecución las respectivas empresas de Distribución afectadas. Finalmente, en lo referente a las llamadas “Zonas Rojas”, la responsabilidad por las pérdidas no técnicas no es asignable a un agente en particular, de allí que deberían ser compartidas por todos los Comercializadores que actúan en el mercado afectado, y en principio, deberían ser trasladadas a los usuarios finales del respectivo sistema.


63

La asignación actual de la totalidad de las pérdidas no técnicas a la actividad de Comercialización del Distribuidor-Comercializador, no está soportada en criterios técnicos, económicos, o legales. Si bien, esta asignación sería soportable financieramente para el Distribuidor-Comercializador, si la competencia de otros Comercializadores fuera marginal dentro de su mercado, se convierte en factor que desestabiliza y puede hacer colapsar las finanzas de los OR-Comercializadores, en las actuales circunstancias de penetración de la competencia en los mercados minoristas. Sintetizando, una asignación razonable y justificada de las pérdidas clasificadas en las categorías mencionadas sería la siguiente:

TABLA 23 Categoría

Fracción de las Pérdidas No Técnicas

Totales

Asignación Energía Asignada por Concepto de Pérdidas No

Técnicas

Traslado a Usuarios Finales

Fraudes

1/3 Entre todos los Comercializadores a prorrata de sus ventas totales en el respectivo mercado.

Ventas Comercializador Multiplicadas por: [IPNT x 1/3] Divididas por: [1 – IPNT]

Hasta las Pérdidas

Reconocidas

Administración



Hasta las Pérdidas

Reconocidas

Medición 1/12 Entre todos los Comercializadores a prorrata de sus ventas totales en el respectivo mercado.


Hasta las Pérdidas

Reconocidas

Conexiones Ilegales

1/4 Al Distribuidor del respectivo

Ventas Totales Comercializadores

Hasta las Pérdidas


64

Categoría


Totales


Técnicas


mercado. Multiplicadas por: [IPNT x 1/4] Divididas por: [1 – IPNT]

Reconocidas

Zonas Rojas



Si

donde: IPNT Índice de Pérdidas No Técnicas Las asignaciones anteriores equivalen a los siguientes montos de Energía que deberán asumir los Comercializadores:

Ventas Comercializador x IPNT x 3/4 / [1 – IPNT] De estas pérdidas el Comercializador podría trasladarle a sus usuarios finales, la siguiente cantidad de Energía adicional en su factura:

Venta Usuario x IPNT x 1/12 / [1 – IPNT] El Índice de Pérdidas No Técnicas se obtendría por diferencias:

IPNT = Índice Total de Pérdidas Reales – Índice de Pérdidas Técnicas

Según estimativos del CERI, las pérdidas no técnicas representan cerca del 50% de las pérdidas totales. Aún cuando, está podría ser una buena aproximación en el agregado nacional, no podría predicarse la misma regla en los mercados analizados individualmente. De la asignación planteada, surge entonces la necesidad de convertir al Distribuidor en un agente activo en el mercado mayorista. No obstante,


65

la implantación de este nuevo rol no resulta compleja. Se requeriría la imposición de las siguientes reglas: i) El ámbito de acción del Distribuidor en el mercado se restringiría a

la compra de las pérdidas que le son atribuidas. ii) La modalidad contractual deberá sujetarse a “Pague lo

Demandado”. La modalidad “Pague lo Contratado” traería el riesgo de potenciales excedentes y al Distribuidor no debería permitírsele la reventa de eventuales superávit (se convertiría en la práctica en un Comercializador).

iii) Los precios de la energía asociada con las pérdidas asignadas al

Distribuidor, deberían ser no regulados. Es decir, se permitiría que el Distribuidor acuerde libremente los precios con el vendedor.

3.3 LAS PÉRDIDAS NO TÉCNICAS Y LOS DISTRIBUIDORES En adición a las consideraciones efectuadas en el Numeral anterior y que implicarían la asignación de 1/4 de las pérdidas no técnicas totales al Distribuidor, el marco regulatorio vigente debería ajustarse teniendo en cuenta los siguientes aspectos relevantes: • Las actividades de Distribución y Comercialización son negocios

independientes según disposiciones legales y reglamentarias. • La Ley y por ende la regulación, permiten la integración vertical de

las actividades de Distribución y Comercialización. No obstante, el tratamiento regulatorio de los dos negocios debe estar claramente diferenciado.

• Mientras el Comercializador tiene como función intermediar entre

Generadores, Transmisores y Distribuidores y los usuarios finales del servicio; la labor del Distribuidor se circunscribe a transportar la energía en las redes con tensión de operación inferior a 220 kV.

En estas condiciones, el servicio de transporte de pérdidas no técnicas, no atribuibles ni asignables al Distribuidor debe ser remunerado. Es decir, el Distribuidor tiene derecho a cobrar por la energía que transmite a través de las redes, sea esta energía facturada o no por los Comercializadores que sirven a los usuarios. El transporte de las pérdidas no técnicas asignables a los Comercializadores, en los términos recomendados en el Numeral


66

anterior, se remuneraría al Distribuidor que presta el respectivo servicio con las siguientes reglas:

TABLA 24 Categoría


Totales

Cobro por el Servicio de Transporte

Energía sobre la que se

Aplica el Cargo por Uso


Fraudes

1/3 A todos los Comercializadores sobre sus ventas totales en el respectivo mercado, afectadas por la fracción de pérdidas correspondiente.

Ventas Nivel Multiplicadas por: [1 – IPNT x 2/3] Divididas por: [1 – IPNT]

Hasta las Pérdidas

Reconocidas

Administración



Hasta las Pérdidas

Reconocidas

Medición 1/12 A todos los Comercializadores sobre sus ventas totales en el respectivo mercado, afectadas por la fracción de pérdidas correspondiente.


Hasta las Pérdidas

Reconocidas

Zonas Rojas


Ventas Nivel Multiplicadas por: [1 – IPNT x 11/12)] Divididas por: [1 – IPNT]

Si

donde: Ventas Nivel Ventas en el Nivel de Tensión Correspondiente IPNT Índice de Pérdidas No Técnicas


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Las asignaciones anteriores equivalen a la liquidación de los Cargos por Uso de Distribución sobre la siguiente Energía:

Ventas Nivel x [1 – IPNT x 1/4] / [1 – IPNT] El Índice de Pérdidas No Técnicas se obtendría por diferencias:

IPNT = Índice Total de Pérdidas Reales – Índice de Pérdidas Técnicas En el caso de los Distribuidores-Comercializadores, si bien los montos que debe cancelar el Comercializador integrado por concepto de transporte de una fracción de las pérdidas no técnicas, se anula en la contabilidad agregada de la compañía (Ingreso Distribuidor – Egreso Comercializador = 0), se debe manejar la desagregación de los rubros en la separación contable de actividades. El Distribuidor-Comercializador solo percibirá efectivamente como ingresos adicionales, los provenientes de la aplicación de cargos por uso a terceros, sobre las fracciones de pérdidas no técnicas mencionadas. Con relación al Índice de Pérdidas Técnicas, como se mencionó, según estimativos del CERI, éstas representan cerca del 50% de las pérdidas totales en el agregado nacional. Los porcentajes de distribución entre pérdidas técnicas y no técnicas deberán ser definidos para cada una de las empresas de Distribución mediante simulaciones de flujos de carga, teniendo en cuenta las características reales de operación de los sistemas en cuestión. 4. TRATAMIENTO APLICABLE A LAS PÉRDIDAS DEL SISTEMA

DE TRANSMISIÓN NACIONAL (STN) La fórmula para establecer los costos de prestación del servicio aplicables a los usuarios regulados, como se mencionó, no traslada de manera explícita el costo asociado con las pérdidas del Sistema de Transmisión Nacional (STN). De acuerdo con las disposiciones vigentes, la regulación pertinente se resume a continuación: i) Los Comercializadores del Sistema Interconectado Nacional pagan

las pérdidas del STN en proporción a la demanda comercial que registren.


68

ii) En tanto la CREG no defina unas pérdidas de referencia admisibles para el STN, las pérdidas trasladadas a los Comercializadores son las pérdidas reales de dicho Sistema.

iii) Las pérdidas del STN se liquidan a precio de bolsa. iv) En el aparte correspondiente a la fracción reconocida a los

Comercializadores para cubrir pérdidas de energía, definida en la Resolución CREG-031 de 1997 (Fórmulas de Costos de Prestación del Servicio aplicables al Mercado Regulado), se dispone lo siguiente:

“Estos niveles de pérdidas reconocidos son los totales acumulados hasta el nivel de tensión uno, incluyendo las pérdidas por el Sistema de Transmisión Nacional,….”

Dado que las pérdidas reales de transmisión varían mensualmente, son liquidadas a precio de bolsa y el Comercializador no tiene control sobre esta variable, deberían constituirse en un pass-through directo en la fórmula general de costos. 5. LOS PROGRAMAS DE REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS NO

TÉCNICAS – ASPECTOS LEGALES Y MICROECONÓMICOS Próximamente, la CREG definirá los niveles máximos admisibles de pérdidas no técnicas, aplicables a los usuarios finales regulados. La fijación de esta senda es relevante, toda vez que de ella dependerá la viabilidad financiera de la mayoría de las empresas Distribuidoras-Comercializadoras del país. Si bien, como principio, las pérdidas no técnicas deberían ser marginales o despreciables, la realidad muestra que las previsiones regulatorias en materia de reducción de estas pérdidas, durante el quinquenio inmediatamente anterior, no se cumplieron. Los casos exitosos no son numerosos, como se desprende de la cuantificación de las pérdidas financieras que están asumiendo las diferentes compañías, descritas con mayor detalle en el Numeral 2 del presente documento. Las sensibles desviaciones entre las metas de pérdidas previstas y los índices de pérdidas que registran las empresas Distribuidoras-Comercializadoras en la actualidad, obviando las variables de entorno, se deben principalmente a las siguientes razones:


69

• En el caso de las empresas Distribuidoras-Comercializadoras de con

propiedad mayoritaria de la Nación, sus presupuestos de inversiones y de gastos prácticamente se congelaron durante el último quinquenio. Las expectativas de inminente incorporación de capital privado en estas compañías, planeada inicialmente para el año 1998, tuvieron como efecto la definición de una política administrativa de austeridad pre-privatización, que se prolongó en el tiempo y que al parecer se mantendrá de manera indefinida.

• Cambios continuos de administración y por ende de políticas

administrativas, en las empresas Distribuidoras-Comercializadoras de la Costa Atlántica. Lo anterior implicó indefiniciones e inestabilidad en la gestión de las compañías, que afectaron entre otros aspectos, el desempeño de las empresas en lo referente a los programas de reducción de pérdidas de energía.

• Toma de posesión de las algunas empresas Distribuidoras-

Comercializadoras por parte de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, con el fin de administrar o liquidar entidades, según la situación de las compañías. Los efectos de estas tomas de posesión, son similares a los mencionadas en el ítem anterior.

• La reducción estructural de la demanda eléctrica del país, cuyo

punto de inflexión se registró en 1999, combinada con la metodología regulatoria adoptada para el negocio de Distribución (Price-Cap), se tradujo en una disminución significativa de los ingresos presupuestados por las empresas de Distribución para el anterior quinquenio.

• El marco regulatorio adoptado para el manejo de las pérdidas de

energía, representó un incentivo, solo para aquellas empresas que tuvieran capacidad de inversión y gasto aplicables a la problemática de pérdidas. Por el contrario, para aquellas compañías con liquidez, o solvencia financiera reducida, o con restricciones presupuestales, las señales regulatorias se convirtieron en un mecanismo de aplicación de sanciones frente al cual no era posible reaccionar.

• Las imprecisiones e inconsistencias del marco regulatorio aplicable a

las pérdidas de energía, algunas de las cuales se mencionaron en desarrollo del Numeral anterior, si bien tendrían un peso marginal en el contexto de un círculo virtuoso (señales de incentivo), se convierten en absolutamente relevantes en el contexto de un círculo vicioso (señales de sanción).


70

Teniendo en cuenta las consideraciones mencionadas, si la normativa regulatoria que se adopte para el próximo quinquenio, sigue los lineamientos del marco regulatorio actual, los resultados finales podrían ser nuevamente negativos. El impacto de las medidas sería significativamente mayor, considerando las condiciones iniciales con las que gran parte de las empresas enfrentarían el nuevo período tarifario:

TABLA 25

ÍNDICE DE PÉRDIDAS

Condiciones Iniciales 1996

Condiciones Iniciales 2001

Diferencia 2001 – 1996

Tuluá 12,80% 8,40% -4,40% Codensa 22,60% 10,40% -12,20% EPM 15,10% 11,20% -3,90% Popayán 14,00% 12,30% -1,70% EPSA 21,00% 12,70% -8,30% Edeq 18,00% 15,40% -2,60% Ebsa 13,50% 17,50% 4,00% Emcali 15,50% 18,20% 2,70% Eade 23,70% 19,70% -4,00% Pereira 22,90% 21,90% -1,00% Chec 21,80% 23,90% 2,10% Electrolima 21,00% 25,10% 4,10% Santander 14,50% 25,30% 10,80% Enelar 22,60% 27,70% 5,10% Cundinamarca 17,00% 28,20% 11,20% Cedelca 27,90% 28,60% 0,70% Córdoba 36,40% 30,30% -6,10% Electribol 21,20% 30,30% 9,10% Magangué 33,20% 30,30% -2,90% Sucre 26,80% 30,30% 3,50% Caquetá 20,90% 31,30% 10,40% Cens 21,90% 33,70% 11,80% Electranta 25,60% 33,80% 8,20% Electrocesar 30,00% 33,80% 3,80% Magdalena 33,20% 33,80% 0,60% Guajira 22,90% 33,80% 10,90% Huila 22,50% 33,80% 11,30% Meta 20,20% 35,80% 15,60% Cedenar 33,10% 38,00% 4,90% Chocó 38,40% 50,10% 11,70%


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Las cifras presentadas en la Tabla 25, muestran que 20 de los 30 mercados considerados17, registraron en el año 2001 pérdidas superiores a las reportadas en 1996. Es decir, en 2/3 de los mercados la situación en materia de pérdidas ha empeorado en un período de 5 años. Mientras los niveles típicos de pérdidas en 1996 se encontraban en el rango de 20% a 25%, en el 2001 la mayor frecuencia se ubica en el rango de 30% a 35% (Ver Figura 4). Los resultados indican que hay que replantear el esquema, toda vez que la persistencia de valores de pérdidas elevados, no harán viable financieramente la prestación del servicio eléctrico en la mayoría de los departamentos del país. Una reformulación del marco regulatorio en este tema, no entra en contradicción con las disposiciones legales vigentes. El hecho de que el índice de pérdidas de unas pocas empresas sea ligeramente inferior a las metas de reducción previstas en la senda de reducción establecida para el quinquenio anterior, no implica que la CREG no pueda aplicar reglas diferenciales. Sobre este tema en particular resultan relevantes las siguientes disposiciones de legales: o La Ley 142 de 1994, en su Artículo 74.1 (“De la Comisión de

Regulación de Energía y Gas Combustible”), literal a, define como función de la CREG:

“Regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente, propiciar la competencia en el sector de minas y energía y proponer la adopción de las medidas necesarias para impedir abusos de posición dominante y buscar la liberación gradual de los mercados hacia la libre competencia. La comisión podrá adoptar reglas de comportamiento diferencial, según la posición de las empresas en el mercado”. (Subrayado fuera de texto).

o La Ley 143 de 1994, en su Artículo 45, dispone específicamente:

“Los costos de distribución que servirán de base para la definición de tarifas a los usuarios regulados del servicio de electricidad, por

17 La fusión de los mercados de los departamentos de la Costa Atlántica, no

distorsiona el diagnóstico planteado.


72

parte de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, tendrán en cuenta empresas eficientes de referencia según áreas de distribución comparables, teniendo en cuenta las características propias de la región, tomarán en cuenta los costos de inversión de las redes de distribución, incluido el costo de oportunidad de capital, y los costos de administración, operación y mantenimiento por unidad de potencia máxima suministrada. Además, tendrán en cuenta niveles de pérdidas de energía y potencia característicos de empresas eficientes comparables”. (Subrayado fuera de texto).

Es en el contexto legal y en el contexto real, que se propone un cambio en la orientación del tratamiento regulatorio aplicable al tema de las pérdidas. No se está objetando el diseño regulatorio vigente, obviando las imprecisiones que de él se derivan, pues éste en teoría, propendía por incentivar los programas de reducción de pérdidas de las empresas. Se está proponiendo un cambio de enfoque, debido a que como se concluye de los análisis hasta aquí desarrollados, el peso de las externalidades debilita la efectividad del esquema vigente y ha mostrado resultados perversos en muchos de los casos. El enfoque propuesto para el manejo de la senda de pérdidas reconocidas en el próximo quinquenio, así como, para el diseño de las señales económicas que induzcan a los agentes a reducir efectivamente las pérdidas, se resume en los siguientes literales: a- La senda de pérdidas reconocidas debería ser diferencial por tipo

de empresa. Las compañías Distribuidoras-Comercializadoras, se clasificarían, si ello es posible, en grupos comparables, predefinidos por variables específicas relevantes, por ejemplo: condiciones iniciales; densidad del mercado en términos de usuarios; composición del mercado; nivel de penetración de competencia en el mercado minorista; mercado atendido por los distintos Comercializadores en la red de un OR; etc.

b- La senda de pérdidas reconocidas debería garantizar que los topes

inferiores sean consistentes con puntos de inflexión de la relación Beneficio/Costo de los programas de reducción de pérdidas. Este punto de inflexión sería diferente por empresa, o por grupos de empresas, según singularidades.

c- Las inversiones y los gastos asociados con programas de

reducción de pérdidas deberían ser manejados de manera


73

independiente, tanto en la estructura tarifaria del Distribuidor, como en la estructura tarifaria del Comercializador. Los Costos Unitarios de los programas de pérdidas se fijarían adoptando como esquema de precios el Costo Medio de Largo Plazo.

d- Las inversiones y los gastos relacionados con programas de

pérdidas, si bien deberían sustentarse ante la CREG, una vez definidos, no estarían sujetos a ningún tipo de acotamiento.

e- Las inversiones y los gastos relacionados con programas de

pérdidas, deberían ser un pass-through tanto para usuarios regulados como no regulados.

Finalmente, se debería establecer en que condiciones los Comercializadores independientes, serían remunerados por el desarrollo de programas de control de pérdidas (número de usuarios atendidos, sectores socioeconómicos servidos, etc.). Con respecto a la relación Beneficio/Costo de los programas de reducción de pérdidas, a continuación se desarrolla a manera de ejemplo, el esquema conceptual aplicable a un programa particular de recuperación de pérdidas no técnicas, de fácil generalización. Así mismo, en Numeral posterior se describe un desarrollo práctico asimilable al caso colombiano, que viene siendo discutido en Inglaterra. La metodología que se va a describir, aplicable a la estimación de los beneficios netos de un programa de instalación de medidores, se extractó de la publicación: “AP Economic Analysis Report”. Esencialmente, como resultado de un programa de instalación de medidores, sobre consumos previamente no medidos, se espera una pérdida económica (equivalente a una reducción en el excedente del consumidor), que es compensada al evitarse los costos de suministro asociados la reducción de consumos (lo que probablemente ocurre con la introducción de medidores). El beneficio económico neto es equivalente a la pérdida del lastre que la no medición involucra, menos el costo de los medidores. En un escenario de restricción de suministro, sin embargo, la electricidad liberada por la reducción del consumo previamente no medido puede ser revendida. El beneficio económico neto por lo tanto, no es solo equivalente a los costos de suministro evitados, sino a su valor para otros consumidores, el cual puede estimarse como la diferencia entre la disponibilidad a pagar y el costo de suministro de esa energía.


74

Las variables relevantes para el análisis son las siguientes: - Porcentaje estimado de reducción del consumo como resultado del

programa de instalación de medidores. - Costo de suministro. - Tarifa promedio. - Disponibilidad a pagar. Los ítems mínimos de costos requeridos se listan a continuación: - Número de Usuarios a los que se les instalará medidor. - Costo de instalación de un medidor con su respectiva caja y

cableado. - Número de medidores leídos cada mes por ciclo de facturación. - Número de medidores promedio leídos por una persona. - Costo de lectura de cada medidor. - Costos de operación y mantenimiento asociados con el programa. Los beneficios financieros del programa son los siguientes: (i) ingresos recaudados por concepto de consumos previamente no medidos; y (ii) ya que el consumo de electricidad de los usuarios sin previa medición probablemente decrecerá una vez tengan que pagar por el servicio, la reducción correspondiente puede ser vendida a otros consumidores en situaciones de suministro restringido. Gráficamente, la evaluación del Beneficio/Costo se presenta en la Figura 7: Situación normal del negocio: Precio = 0; Consumo = Q* Luego de la implantación del programa: Precio = Pf; Consumo = Qf Se asume: No restricción de suministro.


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FIGURA 7

Consumos No Medidos: Q* unidades a un costo de Pf x Q* = B + D + E

+ C + G + F

Beneficio Consumidores: A + B + C + G

TABLA 26

Empresa Usuario No Medido

Sociedad

Antes de la Instalación de Medidores

1. Beneficios A + B + C + G A + B + C + G 2. Costo de Producción - B – C – D – E- F - G - B – C – D – E- F - G 3. Ingreso tarifario para la

Q*Qf

Pm

Pf

0

Precio

Consumo

DB

A

C

E

FG

Impacto de la Reducción de las Pérdidas No Técnicas: Usuarios Sin Medición


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Empresa Usuario No Medido

Sociedad

empresa 4. Beneficio Neto - B – C – D – E- F – G A + B + C + G A – D – E - F Después de la Instala-ción de Medidores

5. Beneficios A + B + C A + B + C 6. Costo de Producción 7. Costo de Medidores - B – D – C - X - B – D – C 8. Tarifa Revisada C -C -X 9. Total -X – B – D A + B A – X – D

IMPACTO C + E + F + G - X - C – G

Pérdida Excedente del Consumidor

E + F - X

Finalmente, un beneficio del desarrollo de este tipo de programas, que no es posible cuantificar, es la formación de una cultura entre los usuarios, que tenderá a evitar acciones ilícitas de apropiación de energía en el mediano y largo plazo. 6. PROPUESTA REGULATORIA APLICABLE A LAS PÉRDIDAS DE

DISTRIBUCÓN - OFGEM 6.1 GENERALIDADES La evolución de las pérdidas eléctricas en los sistemas de distribución y transmisión de Inglaterra y Gales, desde que la industria fue privatizada en 1990, ha registrado el comportamiento que se presenta en la Tabla 27. Desde un nivel de 7,4% en 1990, las pérdidas decrecieron hasta un nivel del 6,6% en 1995/96. Sin embargo, la tendencia en los años restantes muestra incrementos. Los Comercializadores y finalmente los consumidores, pagan por las pérdidas de distribución. Sin embargo, estos tienen pocos incentivos para reducir pérdidas, ya que muchos de los beneficios terminan compartiéndose con todos los Comercializadores. El negocio de Distribución sigue siendo el mejor, para la toma de tales decisiones de inversión, siendo los propietarios y operadores de los activos. Para incentivar a los Distribuidores a emprender programas de reducción de pérdidas, un mecanismo de incentivos premia y penaliza la actividad por reducciones e incrementos en las pérdidas. Este mecanismo de incentivos entró en vigencia en 1995 pero ha tenido resultados limitados. En la actualidad, los Distribuidores reciben 2,9 p/kWh (a precios de 1999/00) por pérdidas ahorradas como parte de un acuerdo de incentivos en materia de pérdidas.


77

Los costos directos de las pérdidas son resultado del valor de la electricidad perdida y del costo del transporte de la electricidad asociada con las pérdidas. Adicionalmente, hay un costo ambiental para la sociedad que no está internalizado en el precio de la energía. Las pérdidas de las líneas se incrementan con la distancia a la que la electricidad es transportada y el número de transformadores en los niveles de voltaje de recibo. Los consumidores residenciales están conectados a niveles de voltaje que le imponen pérdidas más altas a las redes de transporte. De manera similar, las áreas menos densamente pobladas cuentan con mayores kilómetros de líneas y cables por consumidor, que las redes urbanas. Consecuentemente, el costo de las pérdidas empeora las diferencias subyacentes en los cargos a través de la red. No obstante, en el futuro la generación distribuida puede incentivarse para que se conecte a niveles bajos de voltaje para reducir el costo de las pérdidas. Teniendo en cuenta las anteriores consideraciones, Ofgem inició un proyecto separado para tratar el tema de las pérdidas de Distribución. Este proyecto tiene como objetivo revisar el mecanismo de incentivos del control de precios con el fin de dar estímulos para que las pérdidas alcancen niveles más eficientes. Un nivel eficiente de pérdidas implica que el costo marginal de reducirlas en una unidad, iguale el beneficio marginal de la misma reducción. Ofgem considera que como las pérdidas han permanecido prácticamente estables durante el último quinquenio, esto sugiere que el mecanismo de incentivos vigente ha sido muy débil y debe ser replanteado.


78

TABLA 26

Pérdidas de Transmisión y Distribución desde 1990/91 hasta 2000/0118 DNO% 1990/91 1991/92 1992/93 1993/94 1994/95 1995/96 1996/97 1997/98 1998/99 1999/00 2000/01 Eastern 7,0 7,0 6,8 6,5 6,7 6,9 7,1 7,0 7,1 7,3 7,1East Midlands 6.6 6,5 6,7 6,8 6,0 6,1 6,1 6,1 6,1 6,1 6,0Londosn 7,8 7,2 7,0 7,0 7,1 6,7 7,1 6,8 7,1 6,5 7,3Manweb 9,8 8,1 8,7 8,7 8,1 8,8 8,8 9,0 9,0 8,9 9,1MEB 6,2 5,9 5,7 5,5 5,5 5,5 5,6 5,5 5,4 5,4 5,4Northern 7,5 7,6 6,8 7,2 6,1 6,8 6,9 6,7 5,6 6,7 6,6Norweb 7,1 7,1 6,3 6,3 6,4 4,8 5,0 5,7 6,0 5,9 6,2Seeboard 7,9 7,7 7,6 7,5 7,5 7,1 7,6 7,7 7,6 7,4 7,6Southern 7,1 7,2 7,1 7,0 7,0 7,2 7,2 7,2 7,2 7,2 7,2Swalec 8,9 8,4 8,1 7,0 7,0 6,7 8,0 6,9 6,1 7,7 7,2Sweb 8,6 8,5 8,5 8,3 7,3 7,2 7,9 7,3 7,5 7,3 7,9Yorkshire 6,3 6,3 6,2 6,2 6,5 6,5 6,5 6,5 6,6 6,7 6,6Pérdidas de Distribución Promedio Ponderado

7,4 7,1 7,0 6,9 6,7 6,6 6,8 6,7 6,8 6,8 6,9

Pérdidas de Transmisión 1,7 1,6 1,7 1,9 2,0 2,0 1,8 1,7 1,8 1,8 1,6

18 Structure of electricity distribution charges, Office of Gas and Electricity Markets, October 2002.


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6.2 ELECTRICITY DISTRIBUTION LOSSES - INITIAL

PROPOSALS19 En esta sección se extractan y resumen los principales lineamientos contenidos en el documento: “Electricity Distribution Losses - Initial proposals” de Ofgem. 6.2.1 OBJETIVO DE LA PROPUESTA Este documento es posterior a un documento de consulta inicial, emitido por Ofgem en Enero de 2003. El propósito es revisar el marco regulatorio aplicable a las redes de distribución, en el contexto de la próxima vigencia tarifaria programada para el verano de 2004. En la actualidad, como se mencionó, cerca del 7% de la energía transportada por las redes de distribución se pierde. Los Operadores de Redes de Distribución (DNOs) enfrentan, vía controles de precios, incentivos financieros para reducir costos, mejorar o mantener la calidad del suministro y reducir las pérdidas eléctricas de sus redes. Hay importantes trade-offs en estas señales. Es por lo tanto esencial que los incentivos sean balanceados para asegurar que los DNOs manejen estos trade-offs eficientemente y tomen decisiones de inversión y operación eficientes. Sin embargo, considera Ofgem, algunos DNOs en la actualidad no le están dando suficiente peso al control de pérdidas en sus decisiones. En consecuencia, el documento está dirigido a evaluar diferentes formas posibles para que los DNOs puedan tener mayores estímulos para considerar el costo de las pérdidas de distribución y propongan un conjunto de acuerdos que promuevan decisiones eficientes. 6.2.2 CONSIDERACIONES DE LA PROPUESTA Al parecer, uno de las razones principales por las que el mecanismo actual de incentivos no es efectivo, se debe a que los DNOs no tienen la suficiente certeza de que recuperarán los gastos adicionales asociados con el esfuerzo de reducir pérdidas. Ofgem por lo tanto subraya que bajo los acuerdos que se propongan no intentará eliminar de la base de activos regulatoria los gastos en que eficientemente incurran los DNOs, con el objetivo de reducir pérdidas. Se propone que la distribución de los beneficios de reducir pérdidas que sea retenida por los DNOs, se ajuste

19 Documento publicado por Ofgem en Junio de 2003.


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de tal manera que sea consistente con la forma en que se distribuyen y asumen los gastos asociados. Esto evitaría cualquier incentivo perverso en el trade-off entre reducir costos y reducir pérdidas y aseguraría que las decisiones que se tomen sean eficientes. Para darles a los DNOs garantías de que recibirán la recompensa, se propone que ésta se base en un benchmark fijo más que en promedios móviles como es el caso actual. En Enero de 2003, Ofgem sugirió una metodología para evaluar los beneficios de reducir pérdidas, con el fin de fijar el nivel del incentivo. Plantea que en la medida en que se obtenga más información, el incentivo podría ser revisado. Uno de los aspectos considerados en la revisión de las pérdidas de distribución ha sido la contribución de la generación distribuida al manejo de las pérdidas en las redes de distribución. Las pérdidas que actualmente se reportan, incluyen una corrección que intenta eliminar el impacto de la generación distribuida del incentivo de pérdidas. Este ajuste parece ser arbitrario y se propone su eliminación. Sobre el contenido del documento, Ofgem recibirá comentarios hasta el 5 de Septiembre de 2003. 6.2.3 DIRECTRICES DE POLÍTICA En el documento inicial de consulta de Enero de 2003, Ofgem consultó sobre tres aspectos que podrían abordarse en el contexto de la revisión de la temática de pérdidas de distribución: • Modificar el mecanismo de incentivos vigentes; • Adoptar un mecanismo de incentivos similar al definido para la

compañía operadora de la red de transmisión nacional; y • Exigir a los DNOs comprar electricidad para cubrir las pérdidas en sus

redes. Las respuestas al documento de Enero sugirieron dos temas adicionales: • Premiar a los DNOs por esfuerzos específicos para reducir pérdidas,

más que por estimativos de los que se puede lograr; e • Introducir estándares técnicos mínimos para plantas instaladas en las

redes.


81

6.2.4 TRATAMIENTO DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA La electricidad que se inyecta directamente desde generadores distribuidos a las redes de distribución, tiene un impacto diferente en las pérdidas, frente al impacto de inyectar generación en las redes de transmisión. Se asume que normalmente la electricidad fluye desde las redes de transmisión a través de redes con menores voltajes hasta el sitio donde es consumida. Sin embargo, las inyecciones de generación en redes de menor voltaje frecuentemente reducen la distancia de transporte y el número de transformadores de voltaje requeridos. Esto puede resultar en menores pérdidas que si la electricidad entrara siempre a través de las redes de transmisión. Sin embargo, si la generación distribuida entra a un circuito que ya ha excedido su demanda en un momento particular, cualquier generación adicional tiende a incrementar las pérdidas totales del circuito. Además, si el generador está ubicado en un área remota, su conexión a la red podría requerir grandes alimentadores, en los cuales alguna electricidad se perdería. Aunque la generación distribuida, en general, reduce las pérdidas de las redes de distribución, no puede asumirse como dado que un generación distribuida particular tendrá un efecto positivo (o negativo) en las pérdidas. Las pérdidas que se reportan en la actualidad en Gran Bretaña, son ajustadas de tal forma que se intenta eliminar el efecto de la generación distribuida sobre las redes. Esto se hace incluyendo en el cálculo del reporte un estimativo de las pérdidas que podrían haberse presentado si la electricidad hubiera entrado a la red de transmisión. El objetivo de este ajuste es lograr que los DNOs sean neutrales al efecto de las pérdidas asociadas con generación distribuida. El ajuste vigente está basado en factores de ajuste de pérdidas que no reconocen que diferentes generadores distribuidos pueden tener efectos muy diferentes sobre las pérdidas. El ajuste por lo tanto distorsiona las pérdidas de una manera arbitraria y no logra su objetivo. Para que este mecanismo sea efectivo, se deben derivar factores de ajuste para sitios específicos. PROPUESTA Si se asume que Lt es la pérdida reportada, DG* es el factor de corrección de Generación Distribuida y Dt es el consumo en el año t.


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Bajo la aproximación vigente, el benchmark permitido de pérdidas para el año t se calcula como:

tt

tt

t

t

t

t DD

LAL ×

∑

∑= −

−

−

−11

1

11

1

Bajo la aproximación propuesta el benchmark sería calculado como:

tt

tt

t

t

t

t DD

LAL ×

∑

∑= −

−

−

−11

1

11

1

*

Donde, para los 10 años previos a la implantación Lt*=Lt – DG* y para los otros años Lt*=Lt. 6.2.5 DISEÑO DE INCENTIVOS Si a los DNOs se les permitiera trasladar cualquier gasto para reducción de pérdidas directamente a sus consumidores a través de los cargos, ellos en principio serían neutrales a incurrir o no en tales gastos. Sin embargo, hay mecanismos de incentivos financieros para que los DNOs reduzcan costos y mantengan la calidad del suministro, los cuales podrían dirigirse a que se comprometan en esfuerzos para reducir pérdidas con el fin de que se beneficien de recompensas resultantes de estos incentivos. Por lo tanto, un incentivo para reducir pérdidas requiere ser implantado para asegurar que las señales de eficiencia no excluyan las pérdidas. Para calcular si un esquema particular de incentivos logra el objetivo arriba señalado, varios factores deben ser considerados, en especial: • El esquema debe dirigirse a las áreas donde los DNOs pueden afectar

las pérdidas. • Las actividades o los efectos de los esfuerzos adelantados por los

DNOs para reducir pérdidas, deben ser mensurables con exactitud razonable.


83

• La recompensa neta de un esfuerzo eficiente (ineficiente) debería exceder (no exceder) los costos en que incurran los DNOs en este esfuerzo.

• Los DNOs deben estar seguros de que recibirán una recompensa neta de emprender esfuerzos eficientes.

• Los recursos requeridos por la industria y los relacionados con la introducción y monitoreo del esquema deben ser calculados por Ofgem y comparados contra los beneficios esperados.

6.2.6 EVALUACIÓN DE OPCIONES Cinco Opciones fueron evaluadas: Opción 1: Modificar el mecanismo actual El actual mecanismo de incentivos, basado en resultados, solamente recompensará a aquellos DNOs que ya han mejorado su situación de pérdidas. El mecanismo de incentivos vigente para pérdidas, premia al DNO si su índice de pérdidas en cualquier año es menor que el índice promedio histórico de los últimos 10 años. Para una inversión en un activo con 40 años de vida útil, esto le permite al DNO retener aproximadamente el 30% de los beneficios de reducir pérdidas. El incentivo de pérdidas podría dirigirse a asignar la misma proporción de los beneficios de una reducción de pérdidas entre las partes, como lo hace el incentivo a la eficiencia en gastos. Esto podría asegurar un resultado eficiente respecto a las pérdidas, evitando el incentivo perverso en el trade-off entre el capex y los incentivos de pérdidas, y distribuir el superávit de beneficio entre los DNO´s y los consumidores. Ofgem garantizaría que cualquier gasto adicional con el objetivo de reducir pérdidas sería considerado en la base de activos regulatoria. Ningún ajuste en el mecanismo de eficiencia en gastos de capital se requeriría, porque el incentivo de pérdidas remuneraría la inversión durante los primeros cinco años. La recompensa a los DNOs de un esfuerzo que reduzca pérdidas se daría sobre un período de diez años. Los DNOs retendrían el beneficio durante este período de tiempo.


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Opción 2: Incentivos Estilo Transmisión Un atractivo de esta aproximación es lograr consistencia entre la transmisión y la distribución con respecto a los incentivos de pérdidas. El incentivo vigente para las pérdidas de distribución es similar al esquema de transmisión. En ambos casos, la recompensa se obtiene sobre la base de un precio de referencia para las desviaciones con respecto al benchmark. Ambos precios de referencia intentan reflejar el beneficio de reducir pérdidas y ambos benchmarks cambian anualmente. Hay diferencias importantes, sin embargo. El nivel de incentivos de transmisión está fijado sobre la base del precio del mercado mayorista que prevalece en el momento de la revisión y no incorpora otros costos de las pérdidas. El benchmark se revisa anualmente para reflejar las pérdidas proyectadas de transmisión sobre los años siguientes. Adicionalmente, el incentivo de las pérdidas de transmisión es solamente uno de un conjunto de señales y el ajuste del ingreso total resulta en un esquema de incentivos que tiene un piso y un techo. Como la estructura del incentivo, se centra en decisiones operativas de corto plazo, es adecuado para asegurar que el operador de la red de la debida consideración a las pérdidas en la red de transmisión. Aunque las decisiones de operación de los DNOs pueden tener un impacto en las pérdidas de sus redes, el mayor alcance de los DNOs para afectar pérdidas es a través de sus decisiones de inversión. Un incentivo que refleje los impactos de largo plazo de decisiones de inversión es por lo tanto requerido. Además, como tanto los costos de transporte, como las pérdidas de electricidad de las redes de distribución son significativamente más altas que en las redes de transmisión, los impactos financieros y ambientales son mucho mayores. De allí que no sea claro que un esquema de incentivos similar al que rige la actividad de transmisión sea apropiado para las pérdidas de distribución. Opción 3: Compra de Pérdidas por parte de los DNOs Un comercializador que desee entregar electricidad a un consumidor en la actualidad, tiene un contrato de electricidad suficiente para entre otros rubros, cubrir la demanda del consumidor y las pérdidas asociadas con la distribución de esa cantidad de energía. La Opción 3 requeriría que los DNOs llegaran a ser participantes del mercado para adquirir las


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pérdidas proyectadas de sus redes y contratar electricidad con el fin de reemplazar las pérdidas. Las pérdidas serían estimadas o evaluadas ex-post y los DNOs se expondrían al balance de costos. A las compañías de distribución se les daría una concesión predeterminada en el esquema de control de precios, para cubrir costos eficientes de compra de electricidad, para el suministro de sus pérdidas cada media hora. Esta opción es similar a los acuerdos implantados en distribución de gas, en los cuales Transco adquiere gas para reemplazar el gas empaquetado. Esta aproximación permitiría que los costos reales de la energía perdida y su transporte sean asignados a los DNOs. Como las compañías estarían expuestas a los costos de las pérdidas valorados cada media hora al precio de la electricidad que prevalezca, la aproximación podría proveer un fuerte y exacto incentivo, tanto en el corto como en el largo plazo. Sin embargo, costos adicionales significativos pueden ser impuestos a las compañías. Además de los costos de establecer un agente de transacciones, hay dificultades en la estimación de las pérdidas y por lo tanto, se introduce incertidumbre. Se ha argumentado que la incertidumbre puede ser una de las razones para que los actuales incentivos no sean efectivos. La opción probablemente presenta este problema. Ofgem evaluará si es posible lograr resultados similares a los de la Opción 3, mediante un mecanismo de incentivos que exponga a los DNOs a premios y penalizaciones por cambio en las pérdidas, tal como el descrito en la Opción 1. Mientras la mayoría de los beneficios se retienen, la Opción 1 está asociada con muchos menos riesgos y menores costos de implantación que la Opción 3. No obstante, dependiendo de cualquier mejora en la habilidad para estimar exactamente las pérdidas, la exigencia a los DNOs de comprar electricidad puede ser una opción en el futuro. Si el control de pérdidas continúa con perfil bajo en las agendas de los DNOs’, afirma Ofgem, y ellos fallan en la toma de decisiones eficientes en materia de inversión y operación, tal radical aproximación sería necesaria para lograr resultados eficientes. Opción 4: Incentivos basados en Input Aún cuando, Ofgem expresó una fuerte preferencia por incentivos basados en resultados, los DNO´s en respuesta al documento de consulta, manifiestan estar a favor de un incentivo basado en input. Un


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incentivo basado en input, recompensa el esfuerzo de reducción de pérdidas basado en los efectos esperados sobre las pérdidas, más que en los efectos logrados. Luego, las pérdidas totales del sistema no requieren ser estimadas para este propósito y los problemas asociados con las distorsiones en el reporte de las pérdidas pueden ser obviados. El incentivo puede entonces enfocarse en las áreas donde los DNOs pueden afectar las pérdidas. Sin embargo, no es claro como la aproximación asegura la toma de decisiones eficientes. Por ejemplo, el beneficio esperado de instalar un transformador de bajas pérdidas en lugar de un transformador más económico dependerá de las características locales de la red donde el transformador sea instalado. Será imposible estimar el impacto sobre las pérdidas de manera exacta, sin gastar significativos recursos. Adicionalmente, sería difícil apuntar más allá de unas pocas áreas en las cuales los DNOs podrían afectar las pérdidas. Los trade offs existentes entre el costo y el beneficio de sobredimensionar líneas y cables, son difíciles de valorar usando este tipo de esquema de incentivos. Hay consideraciones operacionales que pueden afectar las pérdidas, que serían difíciles de adaptar a este esquema. Opción 5: Estándares de Calidad Mínimos La introducción de requerimientos mínimos, o guías sobre las especificaciones de equipos a ser instalados en las redes, debería tener efectos similares a los incentivos basados en input. Efectivamente, ya que los DNOs necesitarían ser compensados con mayores gastos de capital adicionales, por concepto de equipos de mejor calidad instalados, este esquema es una variante del incentivo con base en input, aunque parece menos efectivo. Podría haber economías de escala que surjan de un conjunto de estándares mínimos. Si los DNOs adquieren un gran número de transformadores de las mismas especificaciones, el costo por unidad puede reducirse. Este es particularmente el caso de grandes transformadores de alta calidad. Si los DNOs opinan que cualquier esfuerzo en este sentido es apropiado y resulta en ganancias de eficiencia, ellos tienen la opción de emprender este esfuerzo y consecuentemente ser recompensados.


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Propuesta Por distintas razones que no se expondrán aquí, Ofgem propone la adopción de la Opción 1, es decir, modificar el esquema de incentivos vigente y adoptar una aproximación basada en la retención de beneficios de reducción de pérdidas por parte de los DNO, garantizando gastos eficientes. Para reducir la incertidumbre regulatoria, el mecanismo de incentivos se basará en un benchmark fijo y no en un promedio móvil. 6.2.7 VALORACIÓN DE LOS BENEFICIOS DE REDUCIR

PÉRDIDAS Como parte de cualquier esquema de incentivos, será necesario asignarle un valor a la electricidad que se pierde. Esto posibilita una comparación de los costos y los beneficios de reducir pérdidas. Para un incentivo basado en resultados, el valor proveerá la base para estimar las recompensas o penalizaciones que obtendrían los DNOs por cambios en el índice de pérdidas. Para un incentivo basado en input, el valor de reducir pérdidas informaría sobre la elección de equipamiento que sería recompensada. Teóricamente, los beneficios de reducir pérdidas son los costos evitados de generación y transporte de electricidad. Un método de estimación de los costos evitados es calcular los costos marginales de generación y transporte. El control de pérdidas de mayor alcance es la correcta elección del equipo a ser instalado. Las decisiones de inversiones de largo plazo deberían tomarse sobre la base de las expectativas de largo plazo, las cuales son necesariamente inciertas. Como los activos de distribución frecuentemente tienen vidas útiles de más de 40 años, la valoración apropiada de pérdidas con el propósito de proveer incentivos a su reducción, podría ser una que considere un estimativo del costo marginal de generación y transporte sobre los próximos 40 años, por lo menos. Sin embargo, si es muy difícil formarse una visión robusta de algunos de estos costos para los próximos cinco años, menos aún para los próximos 40 años. Los costos actuales y/o los precios pueden, con los ajustes apropiados, ser la mejor guía disponible sobre costos futuros.


88

Sin embargo, donde indicadores de precios robustos de valores futuros existan, sería apropiado usarlos en la estimación. 6.2.8 ESTIMACIÓN DE LOS COSTOS MARGINALES DE LAS

PÉRDIDAS El costo de generación de electricidad estimado en la actualidad es de 1,79 p/kWh. Su estimación se basó en una pérdida promedio ponderada de media hora, valorada a precios del mercado mayorista (UKPX16) entre Junio de 2001 y Mayo de 2002. Sin embargo, esta definición del precio de mercado no necesariamente representa el valor marginal de la generación y puede no ser un indicador robusto de valores futuros de pérdidas de electricidad. Otros métodos de estimación, tales como precios en transacciones forward reportadas por intercambios, o costos de generación de nuevos entrantes, pueden ser mejores, o al menos alternativos, estimadores de los costos marginales. En adición a los costos de generación, las pérdidas les imponen costos a las redes de transporte. En el análisis del documento de Enero, se desarrolló un cálculo de los costos de transporte para tener en cuenta los cargos por uso de los sistemas de transmisión y distribución. Éste resultado se estimó entre 0,4 y 0,8 p/kWh. También es posible estimar el costo de las pérdidas con base en los precios netos al detal de comercializadores marginales. Por ejemplo, el precio promedio de la electricidad para el sector residencial, antes de impuestos, es de 6,7 p/kWh. Ofgem había previamente reportado que cerca del 30% de este valor correspondía al costo de la comercialización, lo que deja 4,7 p/kWh como estimativo del costo de las pérdidas causadas por los consumidores residenciales. El promedio del precio para el sector industrial es menor en cerca de 3,0 p/kWh, pero es probable que el peso de la comercialización sea significativamente menor que el 30%. Usando un estimativo del 10%, el costo de las pérdidas de consumidores industriales sería de 2,7 p/kWh aproximadamente. Sin embargo, estos consumidores representan una proporción relativamente menor de las pérdida totales. Es conocido que los costos para la sociedad de la generación, no están necesariamente internalizados en los precios de la electricidad. Estos costos son superiores principalmente por las emisiones y el uso de de combustibles contaminantes. Un estimativo efectuado por Ofgem sobre


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estos costos ambientales de generación para cubrir pérdidas, dieron como resultado cifras entre 0,46 a 1,12 p/kWh. 6.2.9 FRECUENCIA DE REVISIÓN DEL ESTIMATIVO Los costos asociados con las pérdidas varían cada media hora. Técnicamente, un incentivo basado en resultados podría variar con los precios de electricidad para reflejarlos. Sin embargo, esto sería útil si fuera posible estimar las pérdidas para cada período de media hora. Como las pérdidas en Gran Bretaña se reportan sobre una base anual, se propone la revisión del estimativo del costo de las pérdidas con la misma periodicidad. La revisión frecuente del incentivo tiene el beneficio de proporcionar señales actualizadas a los DNOs sobre el costo de las pérdidas. Sin embargo, revisiones frecuentes pueden imponer incertidumbre en el negocio de distribución. Adicionalmente, no es significativa la influencia potencial de las pérdidas de corto plazo en las redes de distribución. Podría ser deseable revisar el nivel de incentivos con menos frecuencia, por ejemplo cada cinco años como parte del cronograma de control de precios de distribución. 6.2.10 DIFERENCIACIÓN ENTRE DIFERENTES TIPOS DE

PÉRDIDAS El costo social de las pérdidas técnicas es mayor que el de las pérdidas no técnicas. Algunos comentarios se han dirigido a señalar que la fijación de un nivel de incentivos que refleja los costos de las pérdidas técnicas puede ser un incentivo ineficiente para la reducción de las pérdidas no técnicas. Sin embargo, debido a que los costos para la sociedad de las pérdidas técnicas son mayores que los costos de las pérdidas no técnicas, un estimativo ponderado del costo de ambas pérdidas podría resultar débil frente al propósito de reducción de las pérdidas técnicas. En la actualidad no es posible desagregar las pérdidas técnicas de las no técnicas, con el fin de proveer incentivos separados para cada una de ellas. No obstante, ya que la mayoría de las pérdidas obedece a factores técnicos, es importante incentivar a las compañías a la reducción de las mismas. Además, hay significativos méritos en la reducción de las pérdidas no técnicas, tales como mejorar la exactitud en la medida de los consumos.


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Asegurar que los consumos se paguen totalmente, estimula el uso eficiente de la electricidad. Estos factores pueden garantizar un incentivo que excede el valor inmediato de las pérdidas no técnicas. Propuestas Ofgem propone revisar el nivel del incentivo como parte del proceso de control de precios quinquenal. En adición para facilitar una aproximación coherente con otros incentivos de control de precios. Ofgem mantendría la opción de proponer modificaciones a las licencias para revisar el estimativo por fuera de la revisión del control de precios en circunstancias excepcionales. Se propone así mismo, que el nivel de incentivos se base en el costo marginal de las pérdidas técnicas, que son las que predominan en los sistemas de distribución de Gran Bretaña. Esto puede dar fuertes incentivos a la reducción de pérdidas no técnicas, pero desde el punto de vista de Ofgem esto es preferible a proveer incentivos débiles sobre las pérdidas técnicas. Si bien, hay diferencias significativas entre la problemática de pérdidas de Colombia y Gran Bretaña, así como, en la forma en que estas pérdidas se asignan entre Distribuidores, Comercializadores y Usuarios. La pertinencia de su discusión es su actualidad y la posibilidad de adaptar algunas de las ideas planteadas al marco regulatorio colombiano. 7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES Del análisis efectuado en desarrollo del presente documento, surgen al menos cinco (5) temas que deberían se objeto de discusión: i) De los Cargos por Uso de los STR´s y/o SDL´s: La Resolución CREG-082 de 2002, no aplica un tratamiento uniforme a las pérdidas de energía en los diferentes niveles de tensión. Mientras en el Nivel de Tensión 4, el cálculo, la liquidación y el recaudo de dichos Cargos es consistente en lo que respecta a las pérdidas de energía reconocidas, en los Niveles de Tensión 3 y 2 se identifican los siguientes problemas: a) El cálculo de la denominada “Energía Útil” no es consistente con el nivel de pérdidas que se quiere reconocer; b) En lo referente a la liquidación de


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los Cargos por Uso en estos Niveles de Tensión, la Resolución no especifica sobre que energía se liquidan dichos Cargos a los Comercializadores que actúan en el área de influencia de un OR (Energía Útil, Demanda Comercial, Demanda Facturada); y c) La forma como se involucran los Cargos por Uso de estos Niveles de Tensión en la fórmula que establece los Costos Unitarios de Prestación del Servicio y que aplica sobre las ventas de energía facturadas por estos agentes, no realiza un pass-through de las pérdidas reconocidas, al contrario de los que sucede con los Cargos por Uso del Nivel de Tensión 4. Las disposiciones regulatorias relacionadas con los aspectos planteados deberían ser objeto de ajuste. Se debería garantizar la uniformidad en el tratamiento de las pérdidas reconocidas en los diferentes niveles de tensión, y asegurar que se produce un pass-through efectivo de las pérdidas reconocidas hacia el usuario final. ii) De las Recomendaciones del Estudio del CERI La mayoría de las recomendaciones que se desprenden del Estudio del CERI, no fueron consideradas en las disposiciones que finalmente adoptó la CREG. Entre otras, se destacan las siguientes: • Las pérdidas físicas de los sistemas de distribución dependen

básicamente de la longitud de las redes y de la densidad de la carga abastecida. Sin embargo, en la clasificación de activos que realiza la CREG en Urbano y Rural, no se consideran los kilómetros de red como variable relevante. Si la clasificación de activos no toma en cuenta las variables que diferencian lo Urbano de lo Rural, hay distorsión en la asignación de las pérdidas que deben asumir los Distribuidores.

• Las diferencias en los sistemas de distribución de una jurisdicción a

otra, resultan en grandes diferencias en las pérdidas totales. Sin embargo, la Comisión fija las mismas pérdidas reconocidas para todos los Distribuidores. Aún cuando, la falta de información puede forzar la simplificación de señales, cuando esto ocurre se requiere flexibilizar las exigencias regulatorias. En condiciones de información asimétrica es preferible que algunos agentes reciban recompensas más que proporcionales a su desempeño real, que penalizar injustificadamente a otros agentes que no podrán cumplir, aún con un desempeño meritorio, con las señales que fija el Regulador. Entre menores sean los índices de pérdidas reconocidos, mayor precisión se requiere en las metas que se fijen.


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• Los efectos sobre pérdidas de la generación distribuida, que vienen siendo incorporados en la mayoría de marcos regulatorios del sector eléctrico, no se consideraron en la definición de los niveles de pérdidas reconocidas en la actividad de Distribución. La generación distribuida debe involucrarse para garantizar un tratamiento neutral para los distintos agentes.

• El período de transición debe tomar en cuenta la economía de

reconstruir un sistema antes del final de su vida útil. Si los sistemas de distribución del país, se encuentran desadaptados en materia de pérdidas, no es posible forzar la reducción de pérdidas en períodos muy cortos, a menos que el Regulador provea las señales económicas necesarias.

• Los Distribuidores y Comercializadores, según su responsabilidad en

las pérdidas del sistema, deben contar con recursos para acometer las inversiones y asumir los gastos derivados de programas tendientes a la reducción de pérdidas. Los recursos deben ser compatibles con las metas que se establezcan.

La decisión de fijar las mismas pérdidas reconocidas a todos los Distribuidores del sistema, cuando los niveles de pérdidas exigidos son tan estrictos, no garantizan neutralidad en el tratamiento regulatorio aplicable a los distintos agentes. Por el contrario, no se estarían reconociendo las particularidades de los Distribuidores y se estaría aplicando un mismo tratamiento a situaciones que difieren. Aunque las decisiones sobre este tema ya fueron adoptadas para la actividad de Distribución, ello no implica que se cierre el debate sobre la materia. iii) Del Diagnóstico sobre el Primer Período Tarifario Puede afirmarse en lo relacionado con las pérdidas de energía, que la situación de las empresas, en términos generales, se deterioró durante último quinquenio. El índice de pérdidas promedio se incrementó en 3,18 puntos entre 1996 y el 2001. Mientras el rango típico de pérdidas en el año 1996 se situó entre el 20% y el 25%, el rango de pérdidas característico del 2001 se ubicó entre el 30% y el 35%. Estos resultados avalan el diagnóstico de deterioro ya mencionado. Las señales regulatorias que tenían como objetivo inducir la reducción sistemática de las pérdidas del Sistema Interconectado Nacional, no lograron su objetivo. Los deficientes resultados del proceso previsto de


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reducción de pérdidas, se explica en el hecho de que la mayoría de las empresas no contaron con programas formales o permanentes de control de pérdidas, especialmente por insuficiencia de recursos financieros para emprenderlos. De la cuantificación agregada de los efectos de las pérdidas de energía en las empresas de Distribución-Comercialización, se concluye que solamente tres (3) empresas obtuvieron una ganancia neta durante el ejercicio del año 2001: Codensa, Empresas Públicas de Medellín y la Compañía de Electricidad de Tuluá. Ganancias equivalentes al 1,3%, 2,8% y 3,9% de sus ingresos facturados respectivamente. En el otro extremo, las compañías que asumieron las mayores pérdidas proporcionales fueron: Las Electrificadoras del Chocó y del Meta y Electricaribe. Pérdidas equivalentes al -35,6%, -21,3% y 20,5% de sus ingresos, respectivamente. Teniendo en cuenta los resultados del análisis y las decisiones que próximamente adoptará la CREG sobre este tema, es posible precisar cuales son las variables críticas en el diseño del nuevo esquema: I) Condiciones iniciales de las “Pérdidas Reales” de las

Distribuidoras-Comercializadoras en el nuevo período tarifario. La regulación como ocurre en todos los países, debe utilizar este insumo como elemento de toma de decisiones.

II) Relación Beneficio/Costo de la reducción de pérdidas, tanto

técnicas como no-técnicas20. En un horizonte quinquenal, la relación Beneficio/Costo deberá ser mayor a cero (0).

III) Asignación de los costos asociados con las pérdidas de energía

considerando: i) las pérdidas técnicas del STN y de los STR´s y/o SDL´s y las pérdidas no técnicas; y ii) Distribuidores-Comercializadores y Comercializadores desintegrados.

IV) Remuneración a los Distribuidores del transporte de pérdidas que

no le sean asignables y cuya responsabilidad recaiga en los agentes Comercializadores, o cuya responsabilidad no recaiga en estos agentes.

20 Asocodis contrató un estudio independiente para estimar la relación

beneficio/costo de los programas de reducción de pérdidas de las empresas Distribuidoras-Comercializadoras.


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V) Traslado a los usuarios finales del servicio del costo de aquellas pérdidas que no le sean imputables a los Distribuidores-Comercializadores, ni a los Comercializadores desintegrados, como es el caso de las “Pérdidas del STN” y las que se identifiquen “aguas abajo” con esta característica. Así mismo, debe aplicarse el principio de neutralidad entre los usuarios del Distribuidor-Comercializador y los usuarios de los Comercializadores desintegrados. Este principio no se viene aplicando en el mercado minorista y los usuarios están siendo discriminados según el tipo de Comercializador que los atiende (Generador-Comercializador, Distribuidor-Comercializador y Comercializador) y del régimen tarifario que les aplique (Regulados y No – Regulados).

Únicamente la consideración de los factores mencionados podrá garantizar la reducción efectiva de pérdidas en el sector eléctrico durante el próximo quinquenio. iv) De los Criterios de Asignación de las Pérdidas No Técnicas

entre Agentes del Mercado y Usuarios La construcción de criterios debe tener en cuenta, entre otras, las siguientes consideraciones: 1) Responsabilidad de los Distribuidores y Comercializadores en el

control de las pérdidas no técnicas. Estos agentes son responsables cuando sus acciones u omisiones inciden en la evolución del nivel de pérdidas.

2) Neutralidad en la regulación económica aplicable a las pérdidas no

técnicas. La normativa que finalmente se adopte debe garantizar la no discriminación entre agentes del mercado. Condiciones iguales se deben traducir en reglas equivalentes.

3) Incidencia sobre el nivel de pérdidas de la competencia en el

mercado minorista y los términos en que ésta es regulada. De los análisis desarrollados surgen tres recomendaciones que deberían ser evaluadas, en cuanto al tratamiento y la asignación de las pérdidas no técnicas del sistema:


95

Las Pérdidas No Técnicas y los Comercializadores: La propuesta de asignación de estas pérdidas se resume en la siguiente Tabla: Categoría


Totales


Técnicas


Fraudes



Hasta las Pérdidas

Reconocidas

Administración



Hasta las Pérdidas

Reconocidas

Medición 1/12 Entre todos los Comercializadores a prorrata de sus ventas totales en el respectivo mercado.


Hasta las Pérdidas

Reconocidas

Conexiones Ilegales

1/4 Al Distribuidor del respectivo mercado.

Ventas Totales Comercializadores Multiplicadas por: [IPNT x 1/4] Divididas por: [1 – IPNT]

Hasta las Pérdidas

Reconocidas

Zonas Rojas

1/12 Entre todos los Comercializadores

Ventas Comercializador

Si


96

Categoría


Totales


Técnicas


a prorrata de sus ventas totales en el respectivo mercado.

Multiplicadas por: [IPNT x 1/12] Divididas por: [1 – IPNT]

Las Pérdidas No Técnicas y los Distribuidores: La propuesta, consistente en la remuneración a los Distribuidores por concepto del transporte de las pérdidas no técnicas, sobre las cuales no tiene responsabilidad, se resume en la siguiente Tabla: Categoría


Totales





Fraudes



Hasta las Pérdidas

Reconocidas

Administración



Hasta las Pérdidas

Reconocidas

Medición 1/12 A todos los Comercializadores sobre sus ventas totales en el respectivo mercado, afectadas por la fracción de pérdidas

Ventas Nivel Multiplicadas por: [1 – IPNT x 11/12] Divididas por:

Hasta las Pérdidas

Reconocidas


97

Categoría


Totales





correspondiente. [1 – IPNT] Zonas Rojas


Ventas Nivel Multiplicadas por: [1 – IPNT x 11/12)] Divididas por: [1 – IPNT]

Si

Tratamiento Aplicable a las Pérdidas del Sistema de Transmisión Nacional (STN) Dado que las pérdidas reales de transmisión varían mensualmente, son liquidadas a precio de bolsa y el Comercializador no tiene control sobre esta variable, deberían constituirse en un pass-through directo en la fórmula general de Costos Unitarios de Prestación del Servicio. v) Aspectos Legales y Microeconómicos Si la normativa regulatoria que se adopte para el próximo quinquenio, sigue los lineamientos del marco regulatorio actual, los resultados finales podrían ser nuevamente negativos. El impacto de las medidas sería significativamente mayor, considerando las condiciones iniciales con las que gran parte de las empresas enfrentarían el nuevo período tarifario. Los resultados indican que hay que replantear el esquema, toda vez que la persistencia de valores de pérdidas elevados, no harán viable financieramente la prestación del servicio eléctrico en la mayoría de los departamentos del país. Una reformulación del marco regulatorio en este tema, no entra en contradicción con las disposiciones legales vigentes. El hecho de que el índice de pérdidas de unas pocas empresas sea ligeramente inferior a las metas de reducción previstas en la senda de reducción establecida para el quinquenio anterior, no implica que la CREG no pueda aplicar reglas diferenciales. Sobre este tema en particular resultan relevantes las siguientes disposiciones de legales:


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o La Ley 142 de 1994, en su Artículo 74.1 (“De la Comisión de Regulación de Energía y Gas Combustible”), literal a, define como función de la CREG:

“Regular el ejercicio de las actividades de los sectores de energía y gas combustible para asegurar la disponibilidad de una oferta energética eficiente, propiciar la competencia en el sector de minas y energía y proponer la adopción de las medidas necesarias para impedir abusos de posición dominante y buscar la liberación gradual de los mercados hacia la libre competencia. La comisión podrá adoptar reglas de comportamiento diferencial, según la posición de las empresas en el mercado”. (Subrayado fuera de texto).

o La Ley 143 de 1994, en su Artículo 45, dispone específicamente:

“Los costos de distribución que servirán de base para la definición de tarifas a los usuarios regulados del servicio de electricidad, por parte de la Comisión de Regulación de Energía y Gas, tendrán en cuenta empresas eficientes de referencia según áreas de distribución comparables, teniendo en cuenta las características propias de la región, tomarán en cuenta los costos de inversión de las redes de distribución, incluido el costo de oportunidad de capital, y los costos de administración, operación y mantenimiento por unidad de potencia máxima suministrada. Además, tendrán en cuenta niveles de pérdidas de energía y potencia característicos de empresas eficientes comparables”. (Subrayado fuera de texto).

Es en el contexto legal y en el contexto real, que se propone un cambio en la orientación del tratamiento regulatorio aplicable al tema de las pérdidas. El enfoque propuesto para el manejo de la senda de pérdidas reconocidas en el próximo quinquenio, así como, para el diseño de las señales económicas que induzcan a los agentes a reducir efectivamente las pérdidas, se resume en los siguientes literales: a- La senda de pérdidas reconocidas debería ser diferencial por tipo

de empresa. Las compañías Distribuidoras-Comercializadoras, se clasificarían, si ello es posible, en grupos comparables, predefinidos por variables específicas relevantes, por ejemplo: condiciones iniciales; densidad del mercado en términos de usuarios; composición del mercado; nivel de penetración de


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competencia en el mercado minorista; mercado atendido por los distintos Comercializadores en la red de un OR; etc.

b- La senda de pérdidas reconocidas debería garantizar que los topes

inferiores sean consistentes con puntos de inflexión de la relación Beneficio/Costo de los programas de reducción de pérdidas. Este punto de inflexión sería diferente por empresa, o por grupos de empresas, según singularidades.

c- Las inversiones y los gastos asociados con programas de

reducción de pérdidas deberían ser manejados de manera independiente, tanto en la estructura tarifaria del Distribuidor, como en la estructura tarifaria del Comercializador. Los Costos Unitarios de los programas de pérdidas se fijarían adoptando como esquema de precios el Costo Medio de Largo Plazo.

d- Las inversiones y los gastos relacionados con programas de

pérdidas, si bien deberían sustentarse ante la CREG, una vez definidos, no estarían sujetos a ningún tipo de acotamiento.

e- Las inversiones y los gastos relacionados con programas de

pérdidas, deberían ser un pass-through tanto para usuarios regulados como no regulados.

Finalmente, se debería establecer en que condiciones los Comercializadores independientes, serían remunerados por el desarrollo de programas de control de pérdidas (número de usuarios atendidos, sectores socioeconómicos servidos, etc.).

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