El documento describe los conceptos de pérdidas técnicas y no técnicas de energía, y explica la evolución regulatoria en Colombia para establecer metodologías de cálculo y sendas de reducción de pérdidas. Se detalla cómo la CREG ha definido fórmulas tarifarias que reconocen costos eficientes de planes para reducir pérdidas no técnicas, con el fin de que los operadores de red inviertan en mejorar la infraestructura y disminuir estas pérdidas.

1. PÉRDIDAS DE ENERGÍA
DISTRIBUCIÓN

3. 1. Introducción
2. Medición de las Pérdidas de Energía
3. Evolución Regulatoria
4. Planes de Pérdidas
5. Conclusiones

4. Pérdidas Técnicas: Representan la energía que se
pierde durante el transporte de energía. Este tipo de
pérdidas no pueden ser eliminadas en su totalidad,
solamente se pueden optimizar con base en
inversiones de mejoramiento en la infraestructura
eléctrica del operador de red.
Pérdidas No Técnicas: Son las pérdidas de energía
ocasionadas por el hurto de electricidad, errores
técnicos y/o administrativos. Como consecuencia de
ello, la empresa factura menos energía, disminuyendo
sus ingresos y su margen operativo.

5. Transmisión
Distribución
Comercialización
Generación
Asume Pérdidas en Se Mide toda Energía
el proceso de que Entra y Sale del
Generación y en los STN. Se distribuyen las
activos de conexión pérdidas reales . Prom
al sistema 2010 (1,7%), 2011 (1,9%)

6. TÉCNICAS REDUCCIÓN DE NO TÉCNICAS
LAS PÉRDIDAS
DE ENERGÍA
PROCESOS DE SOPORTE AL PLAN

7. Pérdidas Comerciales:
Son las pérdidas que se pueden visualizar desde los estados financieros de la
compañía, pues representan la diferencia entre la energía comprada y la energía
vendida por el comercializador.
Compra Venta
%Pérdidas Comerciales
Compra
Pérdidas de Red:
El índice de pérdidas de red mide las pérdidas de energía inmersas en el sistema
de distribución del operador de red teniendo en cuenta la energía de entrada y las
salidas del sistema. Todos los datos anteriores a partir de las medidas físicas
instaladas en las fronteras del OR y los medidores de los usuarios finales.
Entrada Salida
%Pérdidas de Re d
Entrada

8. Entrada Salida
%Pérdidas de Re d
Entrada
100 80
%Pérdidas de Re d 20%
100
El Comercializador
Incumbente atiende
el 50% del mercado
y asume el 90% de
las pérdidas
Compras Entrante 40 * factor Re f (1,05) 42
Compras Incumbente Entrada Compras Entrante 100 42 58
Compras Ventas 58 40
%Pérdidas Comerciales 31%
Compras 58

9. LEY 142
ARTICULO 87. Criterios para definir el régimen tarifario. El régimen tarifario estará orientado
por los criterios de eficiencia económica, neutralidad, solidaridad, redistribución, suficiencia
financiera, simplicidad y transparencia.
87.1.- Por eficiencia económica se entiende que el régimen de tarifas procurará que éstas se
aproximen a lo que serían los precios de un mercado competitivo; que las fórmulas tarifarias
deben tener en cuenta no solo los costos sino los aumentos de productividad esperados, y
que éstos deben distribuirse entre la empresa y los usuarios, tal como ocurriría en un
mercado competitivo; y que las fórmulas tarifarias no pueden trasladar a los usuarios los
costos de una gestión ineficiente, ni permitir que las empresas se apropien de las utilidades
provenientes de prácticas restrictivas de la competencia. En el caso de servicios públicos
sujetos a fórmulas tarifarias, las tarifas deben reflejar siempre tanto el nivel y la estructura de
los costos económicos de prestar el servicio, como la demanda por éste.
1994
Ley 142

10. LEY 143
Artículo 45.- 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.
1994
Ley 143

11. SENDA PÉRDIDAS RECONOCIDAS EN LA
TARIFA
2 0 .0 0 %
1 8 .2 5 %
1 6 .5 0 %
1 4 .7 5 %
1 3 .0 0 %
Pagan Usuarios
2012
2013
2014
2015
2016
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
1997
Res. CREG 031

12. SENDA PÉRDIDAS RECONOCIDAS EN LA
TARIFA
2 0 .0 0 %
1 8 .2 5 %
1 6 .5 0 %
1 4 .7 5 %
1 3 .0 0 %
Pagan Usuarios
2012
2013
2014
2015
2016
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2001
Res. CREG 159

13. Senda de reducción de Pérdidas de distribución Por Nivel de Tensión y Por Ubicación
Geográfica iguales para todas las empresas. Para el NT2 y NT1 se calculaban las
Pérdidas por empresa, ponderando con los KVA instalados en sector Urbano y Rural.
Nivel 2 Nivel 1
Nivel 4 Nivel 3
Año Urbana Rural Urbana Rural
(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%
2002
Res. CREG 082

14. Decreto 387 y 4977 de 2007
Artículo 3 b) Las pérdidas totales de energía de un Mercado de Comercialización, que se apliquen
para efectos del cálculo de la demanda comercial de los Comercializadores Minoristas que actúen
en dicho Mercado, se distribuirán así: las pérdidas técnicas por la energía transportada por cada
nivel de tensión y las pérdidas no técnicas de todo el mercado de comercialización a prorrata de la
energía vendida a los usuarios finales. La CREG definirá la metodología de cálculo para determinar
y asignar estas pérdidas.
e) La CREG le reconocerá al OR el costo eficiente del plan de reducción de Pérdidas No Técnicas, el
cual será trasladado a todos los usuarios regulados y No regulados conectados al respectivo
mercado.
2007
Decreto MME 387
Decreto MME 4977

15. Resolución CREG 119 de 2007
Fórmula Tarifaria incorpora el componente PR en el cual se incluye el CPROG
Costo de compra y transporte de pérdidas y
costo programa de reducción de pérdidas
G IPR IPRSTN T IPR CPROG
PR
1 IPR IPRSTN 1 IPR V
2007
Res. CREG 119

16. SENDA PÉRDIDAS RECONOCIDAS EN LA
Pérd. Total TARIFA
20,00%
18,25%
16,50%
Pagan
14,75% Comerc.
Pérd. Rec.
Pagan Usuarios
2012
2013
2014
2015
2016
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2007
Res. CREG 121

17. Resolución CREG 097 2008
Pérdidas diferenciales Empresa y por NT de acuerdo con estudio técnico. Las pérdidas del NT1 se
calculan de tal forma que el total de pérdidas sea 12,75% sin incluir el STN.
Pérdidas Nivel de Tensión 4 = 0,91% (STR Centro Sur) - 0,99% (STR Norte)
Pérdidas Nivel de Tensión 3 = Por Empresa.
Pérdidas Nivel de Tensión 2 = Por Empresa.
Pérdidas Nivel de Tensión 1 = Por Empresa (El acumulado desde NT1 hasta NT4 = 12,75%)
2008
Res. CREG 097

18. Circular CREG 024 y 057 2009 – Estudio de Pérdidas IEB
 Definición de Pérdidas Técnicas por Empresas con base en estudios Específicos.
 Base para las resoluciones de aprobación de Cargos en 2009.
 Guía para la presentación de Planes de Reducción de Pérdidas.
 Propuesta de Senda Eficiente y Valoración del Plan de Pérdidas por empresa.
PROBLEMAS EN LA MEDICIÓN DEL INDICADOR TOTAL DE PÉRDIDAS (ENERGÍA EN TRÁNSITO)
2009
Circular CREG 024 y
057

19. Circular CREG 052 de 2010 y 024 2011 – Estudio de Pérdidas UTP
 Modelo basado en Redes Neuronales para maximizar beneficios del Plan de Reducción de
Pérdidas No Técnicas.
 Estimación del Costo Eficiente del Plan.
Parametros Estimador de
Parametros Generales de Simulación Operador de Red
Perdidas
Nombre del caso ELECTRICARIBE 2002-2008
(Red Neuronal) Año t
Año t-1
CEDENAR 2002-2008
Energia Entrada [kWh]
Pérdidas Técnicas [%] CENS 2002-2008
Energia Salida [kWh] CHEC 2003-2008
Costo de Distribución [$/kWh]
Nivel de Perdidas [%]
CODENSA 1999-2008
Elesticidad de la Demanda [%]
EDEQ 2003-2008
Inversion [$/kWh]
EEPPM 1998-2006
Costo de Generación [$/kWh] ELECTROHUILA 2003-2008
EMSA 2004-2008
Costo de Transporte [$/kWh] ENERTOLIMA 2004-2008
EPSA 1998-2008
Tasa de Descuento [%]
Crecimiento Vegetativo [%] 2010 -2011
Circular CREG 052 y
Minima Inversion [$/kWh]
024
Maxima Inversion [$/kWh]

20. Resolución CREG 184 de 2010 – Metodología para Establecer los Planes de Reducción de
Pérdidas No Técnicas. (En Consulta)
 Guía de Presentación de los Planes.
 Cálculo de los indicadores Totales y por N.T.
 Inversiones Reconocidas y No Reconocidas – Costo Eficiente.
 Incumplimientos.
 Modificación de la Fórmula Tarifaria (CPROG en $/kWh).
 Modificación Asignación de Pérdidas entre Comercializadores.
2010
CREG 184
(En Consulta)

21. 1. Definiciones
2. Generalidades
3. Elementos del Plan de Pérdidas

22. CAP: Costo anual del Plan de Reducción de Pérdidas no Técnicas aprobado al OR.
CTP: Costo Total del Plan : Min (CPOR, CPCE)
CPOR: Costo del Plan Presentado por el OR
CPCE: Costo del Plan calculado con el modelo de Costos Eficientes
CPROG: Cargo en $/kWh por concepto del Plan de Reducción de Pérdidas no
Técnicas.
Pérdidas Eficientes de Energía: Corresponden a las pérdidas técnicas de energía
en los niveles de tensión 2, 3 y 4 aprobadas en las resoluciones particulares que
aprueban cargos por uso con base en la Resolución CREG 097 de 2008. En el nivel
de tensión 1 es la suma de las pérdidas técnicas de energía más las pérdidas no
técnicas reconocidas

23.  Reconocimiento de los Costos Eficientes del Plan (Inversión y AOM).
 Activos reconocidos en los Cargos por Uso (Se reconoce la anualidad).
 No se reconocen Inversiones para mejorar Calidad del Servicio.
 No se reconocen inversiones para disminuir Pérdidas Técnicas.
 No se reconocen inversiones ya ejecutadas.
 Duración de 5 años y remuneración sólo para OR con pérdidas mayores a las
reconocidas actualmente.
 Remuneración sujeta al cumplimiento de las metas aprobadas.

24. NT4 NT3 NT4
NT2 NT1
NT3
NT2
NT1

25. Energía en Entrada: Salida:
tránsito – Generación Ventas sin rec.
NT4 Otros OR STN STN
0.91% Otros OR Otros OR
NT Superior Servicios Aux.
NT3
2%
NT2
3%
NT1
5% Entrada Salida 100 80
22,22%
Entrada Transito 100 10

26. Las Pérdidas Técnicas 21% 20,00%
se obtienen usando las 19% 17,60% Senda
pérdidas de los Máxima de
17% Pérdidas
estudios internos o de 15,20%
los estudios CREG. 15%
12,80%
13%
Pérdidas
10,40%
NT4 = 0,91% 11% Técnicas
NT3 = 2.71% 9% 8,00% 8%
NT2 = 2.96%
NT1 (Rec.) = 7.33% 7% Piso de Pérdidas
5%
Pérdidas Técnicas
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

27. Beneficio Incremental vs. Costo Incremental
Beneficios Acumulados
Costo de Mantener el Indicador
Mayores Ventas
Los Esfuerzo de
Millones $
(CU – R)
Mantener el
Millones $
Menores Compras
Beneficios
Indicador Crece
(G, T, STR)
Exponencialmente
Millones $
Nivel de Pérdidas
Eficiente (12%)
7%
9%
11%
13%
15%
17%
19%
21%
7%
9%
11%
13%
15%
17%
19%
21%
Costos
11,00%
13,00%
15,00%
17,00%
19,00%
21,00%
7,00%
9,00%
Los modelos de análisis no reflejan adecuadamente los incrementales de
eficiencia que se pueden lograr en el desarrollo de un plan (Know-how,
Innovación tecnológica, Gestión de la Información y el conocimiento, cambios
en el entorno macroeconómico).

28. Senda de Pérdidas Gestionable
21% 20,00%
18,40%
19%
16,80%
17%
15,20%
15% 13,60%
13% 12,00% 12,00%
Pérdidas
11% Técnicas 8% Pérdidas No
Técnicas
9% Reconocidas
7%
5%
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

29. Evolución del Balance de Energía con y sin efectos del
130,0 Plan de Reducción de Pérdidas
120,0
110,0
100,0
90,0
80,0 A medida que la demanda Crece se
requiere mayor recuperación en
70,0
GWH para lograr el resultado
60,0
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
ENTRADA SIN PLAN [GWh] SALIDA SIN PLAN [GWh]
ENTRADA CON PLAN [GWh] SALIDAS CON PLAN [GWh]
DESCRIPCIÓN 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 CRECIMIENTO [%]
ENTRADA SIN PLAN [GWh] 100,0 104,0 108,2 112,5 117,0 121,7 126,5 4,00%
SALIDA SIN PLAN [GWh] 80,0 83,2 86,5 90,0 93,6 97,3 101,2 4,00%
ENTRADA CON PLAN [GWh] 100,0 103,0 106,1 109,3 112,6 115,9 120,6 3,00%
SALIDAS CON PLAN [GWh] 80,0 84,0 88,2 92,6 97,2 102,0 106,1 4,98%
Pérdidas Sin Plan [GWh] 20,0 20,8 21,6 22,5 23,4 24,3
% Pérdidas Sin Plan 20,0% 20,0% 20,0% 20,0% 20,0% 20,0%
Pérdidas Con Plan [GWh] 20,0 19,0 17,9 16,7 15,4 13,9
% Pérdidas Con Plan 20,0% 18,4% 16,8% 15,2% 13,6% 12,0%

30.  Resumen del Plan (Costo Total del Plan, Costo Anual, Metas)
 Balance de energía
 Formato de actividades a desarrollar
 Inventario de las redes antifraude y Ptos de Medida existentes
 Procedimiento de actualización amarre – Certificado
 Certificación del revisor fiscal - Cuentas creadas en la contabilidad.

31.  Medida entre N.T. (Plazo 1 año) – Estudios de Pérdidas Técnicas
 Macromedición en alimentadores y transformadores
 Micromedición
 Instalación de sistemas de medición centralizada
 Normalización de usuarios
 Inspección de instalaciones
 Revisión de medidores de usuarios
 Redes antifraude
 Balance energético
 Gestión comercial
 Gestión social
 Sistemas de gestión de pérdidas

32.  Incumplimiento en la meta de reducción de pérdidas en dos períodos de
evaluación (Semestres) consecutivos. La meta de Pérdidas se Flexibiliza hasta
0,8% si el CPOR es menor CPCE.
 Desactualización de la vinculación de usuarios a la red.
 Recursos del Plan utilizados para actividades diferentes.
 Problemas de Registro ante el ASIC o Información diferente a la reportada en
fronteras comerciales.
En Caso de suspensión el OR deberá constituir una Fiducia e informar para que
los recursos sean depositados en esta. Al finalizar el periodo posterior al de la
suspensión podrá utilizar los recursos si cumple la meta.

33.  Incumplimiento de las metas del plan durante tres períodos de
evaluación consecutivos.
 Reincidencia en una de las causales de suspensión del plan.
 No corregir Vinculación Cliente – Red (Plazo 6 meses)
 Reportar redes existentes como ejecución del Plan.
 Cuando los ingresos de Plan sean superiores a los valores reportados
como ejecución más excedentes.
 Cuando un OR decida finalizar el Plan.
Devolución de recursos: la variable CPROGj,m tomará un valor negativo.

34.  La regulación está generando las condiciones propicias para que los
Operadores puedan disminuir las pérdidas de energía.
 Se reconocerá como Valor del Plan el menor valor entre el Plan
Presentado por el OR y el resultado del modelo de Costos Eficientes.
 No se planteado reconocimiento de Inversiones ya ejecutadas, se
debe aclarar que pasa con la reposición de estas inversiones.
 No está claro el mecanismo para incluir el reconocimiento costos de
Mtto posteriores a la finalización del Plan. En el AOM de Distribución?
 Distribuir pérdidas No Técnicas sin posibilidad de traslado a usuarios,
genera insuficiencia financiera de los comercializadores Entrantes?
Como se va a resolver este problema?

35.  Preparar el Plan de Pérdidas a Presentar, sustentando el nivel de
pérdidas óptimo para el mercado y modelando diferentes escenarios
de Ingresos y cumplimientos del Plan.
 Recalcular índices de pérdidas y definir metas con base en la
metodología de la Resolución 184. Sin Energía en Tránsito y sin
Recuperación.
 Asegurar calidad en la información que se reporta al SUI.
 Ajustes en la contabilidad y los sistemas de gestión comercial.
 Definir y/o ajustar la Estructura organizacional del proyecto.
 Certificar proceso de Actualización de Información en el Sistema de
Información Geográfico.

36. RSA Consultores S.A.S.
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