El documento presenta información sobre la medición y regulación de las pérdidas de energía en Colombia. Explica que las pérdidas se miden en la transmisión y distribución, y se reconocen a los comercializadores a través de las tarifas. También define conceptos clave como pérdidas técnicas y no técnicas, e incluye fórmulas para calcular los índices de pérdidas comerciales y de distribución.

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3. Milton Fabián Morales G.
Consultor Regulación Energía
1. Introducción
2. Medición de las Pérdidas de Energía
3. Evolución Regulatoria
4. Planes de Pérdidas - Resolución CREG 172 de 2011
5. Pérdidas Reconocidas - Resolución CREG 173 de 2011
6. Prorrata de Pérdidas - Resolución CREG 174 de 2011

4. Milton Fabián Morales G.
Consultor Regulación Energía
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%)

5. Milton Fabián Morales G.
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(Definiciones Básicas: Resolución CREG-172-2011)
Sistema de Distribución Local, SDL: Sistema de transporte
de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas y
subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a los
Niveles de Tensión 3, 2 y 1 dedicados a la prestación del
servicio en un Mercado de Comercialización.
Actividad de Comercialización Minorista: Actividad que
consiste en la intermediación comercial entre los agentes
que prestan los servicios de generación, transmisión y
distribución de energía eléctrica y los usuarios finales de
dichos servicios, bien sea que esa actividad se desarrolle o
no en forma combinada con otras actividades del sector
eléctrico, según lo dispuesto por la regulación y la ley.

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Sistema Interconectado Nacional - SIN
G
STN 220 - 500 kV STN
L Nivel IV
115/57,5 kV STR
SIN
Nivel III
L 34,5 kV
L SDL
Nivel II 13.2 kV
Nivel I  1 kV

7. Milton Fabián Morales G.
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Mercado de Energía Mayorista - MEM
Administración del Mercado Operación del Sistema
BOLSA CONTRATOS
Servicios Planeación y Despacho de
$ Recursos G & T - CND
$ CRS, kWh, Servicios
Mercado de Energía Mayorista - GENERACIÓN
MEM: XM (ASIC - LAC) Contratos: kWh, GEN - Gmt
kWh
TRANSMISIÓN NACIONAL
Cargos Uso
STN - Tmt
$ Tm
COMERCIALIZACIÓN
kWh
TRANSMISIÓN REGIONAL
kWh - Reg. $ $ kWh - No Reg. Cargos Uso
Facturados Facturados TRm
STR - TRmt
MERCADO MERCADO kWh Dnm
REGULADO NO REGULADO
DISTRIBUCIÓN LOCAL
Cargos Uso SDL - DLnmt
kWh kWh DLnm
kWh

8. Milton Fabián Morales G.
Consultor Regulación Energía
(Definiciones Básicas: Resolución CREG-172-2011)
Pérdidas Técnicas de Energía: Energía que se pierde
en los Sistemas de Transmisión Regional y/o
Distribución Local a causa del transporte y la
transformación de la energía eléctrica.
(Pueden minimizarse con inversión en Infraestructura,
tecnología y gestión de cargabilidad). Son Reconocidas al
Comercializador vía tarifa.
Pérdidas No Técnicas de Energía: Energía que se
pierde en un Mercado de Comercialización por
motivos diferentes al transporte y transformación de la
energía eléctrica. (ocasionadas por defraudación del fluido
eléctrico: conexiones no autorizadas o ilegales, alteración de
medidores, errores técnicos y/o administrativos del
prestador). No son Reconocidas al Comercializador =
Pérdidas Financieras.

9. Milton Fabián Morales G.
Consultor Regulación Energía
Índice de Pérdidas Comerciales:
Son las pérdidas de energía que resultan como diferencia del Balance de la
Compra-Venta de energía del Comercializador. Se evidencian como pérdidas
monetarias en los estados financieros de la compañía. Cálculo del Índice:
Compra  Venta
%Pérdidas Comerciales 
Compra
Índice de Pérdidas de Distribución:
Son las pérdidas de energía presentes en el sistema de distribución del operador
de red, resultado del balance entre las entradas y las salidas de energía del
sistema, contabilizadas en las medidas físicas instaladas en las fronteras del OR y
los medidores de los usuarios finales. Cálculo del Índice:
Entrada Salida
%Pérdidas de Re d 
Entrada

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Consultor Regulación Energía
Mercado de Sistema de Distribución
Comercialización Local
CE1 PTE
Compra de Energía CE2 PTE
C1
PTE
Compra de Energía
C2
Entradas de
Energía
CI
Plan Reducción
Pérdidas NT de Energía
CEn PTE
PNTE Compra de Energía
C3
CI : Comercializador Incumbente.
CE : Comercializador Entrante.
PNTE: Pérdidas No Técnicas de Energía
SDL: Sistema de Distribución Local
= Mercado de Comercialización.

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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

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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.
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 142

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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

14. Milton Fabián Morales G.
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Decreto MME 387 de 2007 (y 4977 de 2007)
(Por medio del cual se establecen políticas generales en relación con la actividad de
Comercialización de energía eléctrica)
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. Milton Fabián Morales G.
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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. Milton Fabián Morales G.
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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. Milton Fabián Morales G.
Milton Fabián Morales G.
Consultor Regulación Energía
Consultor Regulación Energía
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. Milton Fabián Morales G.
Consultor Regulación Energía
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]

19. Milton Fabián Morales G.
Consultor Regulación Energía
Resolución CREG 172 de 2011 – Metodología para Establecer los Planes de Reducción de
Pérdidas No Técnicas en los SDL. (Propuesta previa: Resolución CREG-184-2010)
 Objeto y ámbito de aplicación
 Criterios Generales
 Requisitos presentación Plan
 Plazo Presentación Estudio Nivel 1 y Planes
 Evaluación del plan
 Inicio y seguimiento del plan
 Causales suspensión y cancelación del reconocimiento
 Guía de Presentación de los Planes.
 Cálculo de los indicadores Totales y de Nivel 1
 Inversiones Reconocidas y No Reconocidas – Costo Eficiente.
 Incumplimientos.
 Modificación de la Fórmula Tarifaria (CPROG en $/kWh).
 Modificación Asignación de Pérdidas entre Comercializadores.
2010
CREG 172
(Definitiva)

20. Milton Fabián Morales G.
Consultor Regulación Energía
1. Cronograma y Definiciones
2. Generalidades
3. Elementos del Plan de Pérdidas

21. Milton Fabián Morales G.
Consultor Regulación Energía
Presentación
Estudios nivel 1
27 Diciembre 22 Marzo 27 Abril Agosto Octubre
2011 2012 2012 2012 2012
Resolución Resolución
CREG 172 de CREG 031 de
2011 2011 Resoluciones
particulares
Presentación de
planes e inicio
actuaciones
administrativas Inicio de
Planes

22. Milton Fabián Morales G.
Consultor Regulación Energía
TÉCNICAS REDUCCIÓN DE NO TÉCNICAS
LAS PÉRDIDAS
DE ENERGÍA
PROCESOS DE SOPORTE AL PLAN

23. Milton Fabián Morales G.
Consultor Regulación Energía
CTP: Costo Total del Plan para el OR a 5 años ($dic-10).
CPOR: Valor Presente del Plan Presentado por el OR. (Tasa Retorno=13%).
CPCE: Costo del Plan calculado con el modelo de Costos Eficientes. Min (CPOR, CPCE).
CAP: Costo anual del Plan de Reducción de Pérdidas no Técnicas aprobado al OR.
CPROG: Cargo en $/kWh por concepto del Plan de Reducción de Pérdidas no Técnicas,
que se traslada a los usuarios regulados y no regulados del mercado de comercialización.
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.

24. Milton Fabián Morales G.
Consultor Regulación Energía
 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 en Pérdidas.
 Duración de 5 años y remuneración sólo para OR con pérdidas mayores a las
reconocidas actualmente.
 Remuneración sujeta al cumplimiento de las metas aprobadas.
 Rezago de 3 meses en cálculo de los indicadores

25. Milton Fabián Morales G.
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NT4 NT3 NT4
NT2 NT1
NT3
NT2
NT1

26. Milton Fabián Morales G.
Consultor Regulación Energía
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

27. Milton Fabián Morales G.
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Las Pérdidas Técnicas 21% 20,00%
se obtienen a partir de 19% 17,60%
los estudios técnicos
17%
del OR y de los 15,20% Meta Máxima
estudios CREG. 15% de Pérdidas
12,80%
13%
NT4 = 0,91% Pérdidas
10,40%
NT3 = 2.71% 11% Técnicas
NT2 = 2.96% 9% 8,00% 8%
NT1 (Rec.) = 7.33%
7% Piso de Pérdidas
Pérdidas Técnicas
5%
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

28. Milton Fabián Morales G.
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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
Indicador Crece
(G, T, STR)
Exponencialmente
Millones $
Beneficios
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).

29. Milton Fabián Morales G.
Consultor Regulación Energía
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

30. Milton Fabián Morales G.
Consultor Regulación Energía
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%

31. Milton Fabián Morales G.
Consultor Regulación Energía
P1 real si
Presenta
si
Ejecuta
si si
> Evaluación FIN
P1 rec Plan Plan - Cumple
no
no no no
no Suspensión
Presenta CPROG=0
Estudio
N1
Pj,1 = Pj,EF
si
si Evaluación
- Cumple
Aprobación
Pj,1 no
Cancelación
P1 ref

32. Milton Fabián Morales G.
Consultor Regulación Energía
 Resumen del Plan (Costo Total del Plan, CPOR, Costo Anual, Metas)
 Balance de energía (Fronteras, Usuarios conectados al STN)
 Formato de actividades a desarrollar
 Inventario de las redes antifraude.
Inventario (equipos de medida, macromedidores, medida centralizada)
 Procedimiento de actualización amarre – Certificado
 Certificación del revisor fiscal - Cuentas creadas en la contabilidad.

33. Milton Fabián Morales G.
Consultor Regulación Energía
Activos No Uso
Equipos de medida, AOM D
Activos de uso software, hardware, Circular CREG 019/10
UC CREG 097/08 herramienta (Datos reportados)
CPT j * PPact _ u j * r CPT j * PPact _ nu j * r CPT j * PPaom j * r
CAPj     AOMd j
1  (1  r ) 30 1  (1  r ) 5 1  (1  r ) 5
Los porcentajes asociados con cada AOM Plan
aspecto (uso, no uso, AOM) son costos y gastos para
estimados con base en la información recuperación de energía
entregada por el OR.

34. Milton Fabián Morales G.
Consultor Regulación Energía
CÁLCULO COSTO DEL PLAN
 Comparación del costo total del plan, Aplicación modelo de costos eficientes de
reducción de pérdidas (CPCE).
Costo del OR
CTPj = min(CPCEj,CPOR ) j
Costo del modelo

35. Milton Fabián Morales G.
Milton Fabián Morales G.
Consultor Regulación Energía
Consultor Regulación Energía
INFORMACIÓN DEL OR
IPTj,0 = Pérdidas iniciales % pérdidas
IPTSj,10 = Pérdidas finales
IPTSj,1..9 = Pérdidas durante la P0
ejecución del plan Senda de pérdidas: Elección
P1 del OR
CPOR = Costo del plan del OR P2
[$Dic 2010] P3
P4
P5 P10
Costos desagregados por: P6 P7 P8 P9
 Inversiones: (Activos de uso
y No uso)
 Gastos
CARACTERÍSTICAS DE LA SENDA S0 S2 S4 S6 S8 S10
Pérdidas totales de energía t
Periodos de evaluación (S) de seis meses
P final  pérdidas técnicas
Reducción en un año < 40% reducción total – [ ∆año < 40% ∆total ]

36. Milton Fabián Morales G.
Consultor Regulación Energía
 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

37. Milton Fabián Morales G.
Consultor Regulación Energía
 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.

38. Milton Fabián Morales G.
Consultor Regulación Energía
 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.

39. Milton Fabián Morales G.
Consultor Regulación Energía
Evaluación cumplimiento
Banda de tolerancia
Pérdidas
Prec
Senda de pérdidas
s0 s2 s4 s6 s8 s10
t Primer pago al inicio de la
ejecución del plan
Pago por cumplimiento
del plan
Pago
Fin del plan
1 2 3 4 5 Relación CPOR - CPCE Tolerancia
0,9*CPCE < CPOR 0,2
0,8*CPCE < CPOR ≤ 0,9*CPCE 0,4
0,6*CPCE < CPOR ≤ 0,8*CPCE 0,6
s0 s2 s4 s6 s8 s10
t CPOR < 0,6*CPCE 0,8

40. Milton Fabián Morales G.
Consultor Regulación Energía
Pérdidas totales y de nivel Operador de
de tensión 1 al inicio del Red
plan
Pérdidas totales y de nivel
de tensión 1 para la LAC
evaluación del plan
Energía a distribuir en
cada mercado de ASIC
comercialización

41. Milton Fabián Morales G.
Consultor Regulación Energía
CUvn, m,i, j  Gm, i, j  Tm  Dn, m  Cvm,i, j  PRn, m, i, j  Rm,i
Resolución
CREG 119 de 2007
 CPROGi , j  $
PR   Pérdidas* G  Pérdidas* T  
 Vm ,i , j  kWh
 
Distintos valores
en un mercado
PR  Pérdidas * G  Pérdidas * T  CPROG j ,m 
$
kWh
Único por
mercado

42. Milton Fabián Morales G.
Consultor Regulación Energía
Los índices de pérdidas a aplicar a los usuarios regulados son:
Pérdidas STR y SDL - IPRn,m,j :
 Para N4, N3 y N2 son los valores aprobados en la resolución particular de cargos de
distribución.
 Para N1 corresponde al valor aprobado en la resolución particular de cargos de
distribución hasta que se aprueben las resoluciones de planes o de pérdidas de
nivel de tensión 1.
Pérdidas STN - IPRSTNm-1,j
 Corresponden a los valores calculados con base en la metodología de la Resolución
CREG 039 de 1999 y las que la complementen

43. Milton Fabián Morales G.
Consultor Regulación Energía
Prorrata de las Pérdidas No Técnicas
PRTmer m  PRTEmer m Resolución
PRAcom i , m   Vcom i , m
CREG 121 de 2007
Vcom i, m
PRTmer m  PRECmer m
pérdidas PRAcom i , m   Vcom i , m
Vcom i, m
A B Totales
D C Reconocidas Res. 119/07, 097/08
Técnicas
Usuarios
E
F Se cumple con el Decreto 387-07
Tiempo porque las pérdidas No Técnicas se
distribuyen a prorrata de la demanda

44. Milton Fabián Morales G.
Consultor Regulación Energía
Milton Fabián Morales García
Cali –Colombia
Carrera 81 #13B-69 C-1
Cel. 300-739-2310
miltonfmorales@yahoo.com