EVALUACIÓN CONCEPTUAL DE LAS PÉRDIDAS NO TÉCNICAS DE ENERGÍA

EN EL MERCADO COLOMBIANO

Elaborado por: Germán CorredorCarmenza Chahín

Asesoría: Ana María FerreiraJorge Mercado

Agosto 28 de 2008

FUNCIÓN DE PÉRDIDAS

EVALUACIÓN FINANCIERA

CONCLUSIONES

RECOMENDACIONES

CONTENIDO

LA FUNCIÓN DE PÉRDIDAS

CLASIFICACIÓN DE LAS PÉRDIDAS

PÉRDIDAS TOTALES

TÉCNICAS

- Pérdidas en las Redes- Pérdidas en Transformadores- Pérdidas en Acometidas- Pérdidas en Medidores

NO TÉCNICAS

- Pérdidas en Facturación- Pérdidas por Conexiones Ilegales- Pérdidas por Fraudes en Medidor

METODOLOGÍA

Se modelaron las Pérdidas Totales de los Sistemas de Distribución de los Operadores de Red, buscando identificar las variables explicativas de la evolución de las mismas. Como resultado de la modelación fue posible elaborar un pronóstico de trayectoria del Índice de Pérdidas por empresa, en función del nivel de Inversiones y/o Gastos que se destinen a su reducción y control y de los Kms de rd por usuario en cada empresa;

Para cada uno de los OR considerados, se derivó un conjunto de trayectorias o “Sendas” de Reducción de Pérdidas factibles, en ausencia de restricciones exógenas. Es decir, sin considerar la relación Beneficio/Costo resultante de un nivel dado de Inversiones y/o Gastos y sin considerar el efecto del “Cargo de Pérdidas” asociado con cada trayectoria, en términos de la disposición a pagar de los Usuarios Finales;

METODOLOGÍA

Se realizó para cada OR una Evaluación Financiera de las distintas trayectorias, con el fin de establecer el Nivel de Inversiones y/o Gastos de equilibrio, y por ende, el Nivel de Pérdidas Totales Eficiente desde la perspectiva de las empresas; y

Finalmente, se calculó el “Cargo de Pérdidas” asociado con la trayectoria seleccionada en desarrollo del punto anterior, para evaluar cuantitativamente el impacto del mismo en el Costo Unitario de Prestación del Servicio de cada OR. Según resultado, se plantean algunas consideraciones sobre el nivel de este “Cargo” y su viabilidad desde la perspectiva de los Usuarios Finales del Servicio.

ALTERNATIVAS ADOPTADAS PARA SUPERAR LA DEFICIENCIA EN MATERIA DE INFORMACIÓN

Limitar el análisis en función de la información disponible.

Complementar la información con datos provenientes de la Página Web de la CREG y con datos provenientes de otros estudios desarrollados previamente por los Consultores. (La información del SUI, en general, se encontró inconsistente).

Utilizar Modelos Econométricos.

Modelar las Pérdidas Totales de los OR y no las Pérdidas No Técnicas de los OR.

DESCRIPCIÓN DEL MODELO ECONOMÉTRICO

Escala del Mercado (Usuarios, kWh)

Infraestructura del Mercado (Kilómetros de Red)

Programas de Recuperación de Pérdidas No Técnicas desarrollados por las empresas (Inversiones, Gastos)

Para Modelar las Pérdidas Totales se buscaron variables explicativas que permitieran reflejar las siguientes características de los mercados servidos por las empresas:

Adicionalmente, se hicieron otros ejercicios incluyendo Usuarios de estratos 1 y 2, índice de pobreza, número de transformadores rurales, entre otros. Sin embargo, los modelos realizados con estas variables, no dieron resultados estadísticamente válidos

DESCRIPCIÓN DEL MODELO ECONOMÉTRICO

Con las variables anteriores se estructuró la siguiente función de Pérdidas Totales:

kWhkmsRln

2β

UacumuladosGI

ln1

β0

αP%ln

donde:

%P : Porcentaje de Pérdidas Totales

(I+G)acumulados : Inversiones + Gastos de los Programas de Pérdidas

U : Número Total de Usuarios

kmsR : Kilómetros Totales de Red

kWh : Ventas Totales de Energía del OR

RESULTADOS DEL MODELO ECONOMÉTRICO

Resumen

Estadísticas de la regresiónCoeficiente de correlación múltiple 0.977910867Coeficiente de determinación R̂ 2 0.956309663R̂ 2 ajustado 0.944449546Error típico 0.39169539Observaciones 90

ANÁLISIS DE VARIANZAGrados de libertad Suma de cuadrados Promedio de los cuadrados F Valor crítico de F

Regresión 2 295.5239936 147.7619968 963.0876872 4.46928E-60Residuos 88 13.50142452 0.153425279Total 90 309.0254181

Coeficientes Error típico Estadístico t Probabilidad Inferior 95% Superior 95% Inferior 95.0% Superior 95.0%Intercepción 0Ln((Inversión + Gasto)/Usuario) -0.100458059 0.017345145 -5.791710406 1.05959E-07 -0.13492789 -0.065988228 -0.13492789 -0.065988228Ln (kms de Red/MWh) 0.156533752 0.041017297 3.816286424 0.000251373 0.075020496 0.238047008 0.075020496 0.238047008

ASPECTOS RELEVANTES DE LA REGRESIÓN Y DE SU RESULTADO

Se modelaron diecisiete (17) de las veintiún (21) empresas afiliadas:

CEDELCA EMSA CEDENAR ESSA CENS ELECTRICARIBE CHEC ELECTROCOSTA CODENSA EPSA EBSA ELECTROCAQUETÁ EEC ENERTOLIMA EMCALI ELECTROHUILA EPPMM La información disponible cubre el período 2003 – 2007 para las

empresas relacionadas. Algunas de las incluidas contaban con información para un período mayor, especialmente, las que iniciaron programas desde años anteriores como CODENSA y EPPMM.

ASPECTOS RELEVANTES DE LA REGRESIÓN Y DE SU RESULTADO

Se proyectaron las variables: Usuarios, kWh y Kilómetros de Red, con la misma tendencia histórica.

Se simularon los resultados de emprender Programas de Pérdidas con (Inversiones + Gastos) que varían entre los 15.000 y los 150.000 $/Usuario.

Se identificaron las Sendas de Pérdidas que implicaran el menor nivel de Pérdidas con la menor Inversión por Usuario, en el rango de (Inversiones + Gastos) considerado.

La familia de Sendas de Pérdidas se sometieron a la Evaluación Financiera que se presenta adelante.

SENDA ÓPTIMA PREVIO ANÁLISIS DE LA EVALUACIÓN B/C

Senda Pérdidas Totales (I + G)/Usuario = 150.000

4.25%

5.25%

6.25%

7.25%

8.25%

9.25%

10.25%

11.25%

12.25%

13.25%

14.25%

15.25%

16.25%

17.25%

18.25%

19.25%

20.25%

21.25%

22.25%

23.25%

24.25%

25.25%

26.25%

CEDELCA

CEDENAR

CENS

CHEC

CODENSA

EBSA

EEC

EMCALI

EPPMM

EPSA

EMSA

ELECTRICARIBE

ESSA

CAQUETÁ

ELECTROCOSTAENERTOLIMA

ELECTROHUILA

SENDA ÓPTIMA PREVIO ANÁLISIS DE LA EVALUACIÓN B/C

Senda Pérdidas Totales (I + G)/Usuario = 15.000

4.75%

5.75%

6.75%

7.75%

8.75%

9.75%

10.75%

11.75%

12.75%

13.75%

14.75%

15.75%

16.75%

17.75%

18.75%

19.75%

20.75%

21.75%

22.75%

23.75%

24.75%

25.75%

26.75%

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

CEDELCA

CEDENAR

CENS

CHEC

CODENSA

EBSA

EEC

EMCALI

EPPMM

EPSA

EMSA

ELECTRICARIBEESSA

CAQUETÁ

ELECTROCOSTAENERTOLIMA

ELECTROHUILA

SENDA ÓPTIMA PREVIO ANÁLISIS DE LA EVALUACIÓN B/C

Senda Pérdidas No Técnicas (I + G)/Usuario = 150.000

1.50%

2.50%

3.50%

4.50%

5.50%

6.50%

7.50%

8.50%

9.50%

10.50%

11.50%

12.50%

13.50%

14.50%

15.50%

16.50%

17.50%

18.50%

19.50%

CEDELCA

CEDENAR

CENS

CHEC

CODENSA

EBSA

EEC

EMCALI

EPPMM

EPSA

EMSA

ELECTRICARIBEESSA

CAQUETÁ

ELECTROCOSTAENERTOLIMA

ELECTROHUILA

SENDA ÓPTIMA PREVIO ANÁLISIS DE LA EVALUACIÓN B/C

Senda Pérdidas No Técnicas (I + G)/Usuario = 15.000

2.50%

3.50%

4.50%

5.50%

6.50%

7.50%

8.50%

9.50%

10.50%

11.50%

12.50%

13.50%

14.50%

15.50%

16.50%

17.50%

18.50%

19.50%

20.50%

20

09

20

10

20

11

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

CEDELCA

CEDENAR

CENS

CHEC

CODENSA

EBSA

EEC

EMCALI

EPPMM

EPSA

EMSA

ELECTRICARIBEESSA

CAQUETÁ

ELECTROCOSTAENERTOLIMA

ELECTROHUILA

LA EVALUACIÓN FINANCIERA

EVALUACIÓN FINANCIERA

Se evaluó el impacto de un Plan de Inversiones a cinco (5) años para diez (10) diferentes valores de Inversión por Usuario (desde $ 15.000 hasta $ 150.000 por Usuario).

La reducción de Pérdidas en MWh para cada caso se calculó como la diferencia entre “no hacer nada” y hacer el Plan. En el caso de “no hacer nada”, se supuso que las pérdidas permanecían en el valor del último año histórico.

METODOLOGÍA

Para cada una de las diecisiete (17) empresas con información disponible se hizo una evaluación financiera, basada en los siguientes criterios:

EVALUACIÓN FINANCIERA

Los Beneficios de la Reducción de Pérdidas se valoraron en un 50% como una disminución de las Compras de Energía y en un 50% como mayores Ventas. En el primer caso se supuso un Precio de Compra para todas las empresas de 100 $/kWh. En el segundo caso se valoró al CU de Nivel 1 de Tensión de diciembre de 2007 de cada empresa.

Se calculó el VPN del flujo neto, definido como la diferencia entre Beneficios y Costos del Programa de Pérdidas en el período 2009 - 2013. En el caso de los Beneficios se valoraron durante un período de diez (10) años. La Tasa de Descuento utilizada fue de 16.09% en pesos constantes.

METODOLOGÍA

Con base en los anteriores criterios se construyeron las siguientes gráficas:

VPN del Programa de Reducción de Pérdidas en relación con la Inversión por Usuario

VPN del Programa de Reducción de Pérdidas en relación con el % de Pérdidas al cual se llegaría al final del quinquenio tarifario.

Se calculó, igualmente para el valor “Eficiente” de Inversión por Usuario y de Pérdidas a alcanzar, el Cargo del Plan como:

VPI: Valor Presente de la Inversión en los 5 años

VPD: Valor Presente de la Demanda de los 5 años

VPD

VPIVPN

EVALUACIÓN FINANCIERA

METODOLOGÍA

EVALUACIÓN FINANCIERA

Se considera que el Valor Económicamente Eficiente en términos de la Inversión y del Nivel de Pérdidas a alcanzar, es aquel en el cual el VPN del Programa es igual a CERO.

Lo anterior porque a partir de esa Inversión o de ese Nivel de Pérdidas, cada peso ($) que se invierta producirá un Beneficio menor que el Costo de dicha Inversión.

En los casos en que este valor no se alcanza en el rango de valores simulados (15.000 $/Usuario a 150.000 $/Usuario), significa que aún es rentable incrementar la Inversión para lograr una mayor disminución de las Pérdidas.

Se consideró un costo de mantenimiento del Programa de $15.000/usuario, tomando en cuenta las inversiones de empresas que lograron reducciones importantes

EMPRESA

INVERSIÓN /USUARIO

ÚLTIMO AÑO

HISTÓRICO ($)CODENSA 15,867EBSA 18,269EPPMM 18,754EPSA 18,402

EJEMPLO FLUJO PARA LA EVALUACIÓN FINANCIERA

INVERSIÓN ANUAL 30000

AÑO INVERSIÓN

ANUAL

($Millones)

VENTAS

MWh

PÉRDIDAS SIN PROGRAMA Mwh

PÉRDIDAS CON PROGRAMA Mwh

% PÉRDIDAS

CON

PROGRAMA

REDUCIÓN

EN MWH

ACUMULAD

TARIFA

VENTA

$/kwh

BENEFICIO

MENORES

COMPRAS

BENEFICIO

MAYORES

VENTAS

FLUJO

TOTAL

BENEFICIO

UNITARIO2007 685446 1590162008 709437 1645812009 7343.73 734267 170342 161074 21.9% 9267 356.18 463 1650 -5229.95 228.12010 7600.76 759966 176303 161916 21.3% 23655 356.18 1183 4213 -2205.34 375.02011 7866.79 786565 182474 162619 20.7% 43509 356.18 2175 7749 2057.29 499.82012 8142.12 814095 188861 163174 20.0% 69197 356.18 3460 12323 7640.91 614.42013 8427.10 842588 195471 163568 19.4% 101100 356.18 5055 18005 14632.76 722.82014 4361.02 872079 202312 169292 19.4% 134120 356.18 6706 23885 26230.34 926.52015 4513.66 902602 209393 175218 19.4% 168295 356.18 8415 29972 33872.82 1123.22016 4671.64 934193 216722 181350 19.4% 203667 356.18 10183 36271 41782.79 1313.32017 4835.14 966890 224307 187697 19.4% 240277 356.18 12014 42791 49969.60 1497.02018 5004.37 1000731 232158 194267 19.4% 278168 356.18 13908 49539 58442.95 1674.5

VPN FLUJO A 10 AÑOS$25,491.82 2,548,814.5 $ 67,957.80

Resultados por Empresa: CEDELCA

VPN del Programa Quinquenal (Beneficios a 10 años) CEDELCA

0

20000

40000

60000

80000

Inversión por Usuario ($/Usuario)

Mill

$

VPN de l Progra m a a 10 Años vs % Pé rdida s a l Fina l de l Quinque nio CEDELCA

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

20.0% 19.4% 19.1% 18.8% 18.7% 18.5% 18.4% 18.3% 18.2% 18.1%

% Pé rdida s

Mill

$

BENEFICIOS y COSTOS por kwh RECUPERADOCEDELCA

0.0

500.0

1000.0

1500.0

2000.0

COSTO UNITARIO BENEFICIO UNITARIO

Año SENDA2009 21.5%2010 20.7%2011 19.8%2012 19.0%2013 18.1%

CARGO DE PÉRDIDAS

Para definir el cargo se debe cumplir que:

Cargo x Demanda Total del Mercado = Costo Total del Programa.

Con base en la anterior expresión, se cumple que:

VPN (Cargo x Consumo Total del Mercado) = VPN (Costo Total del Programa)

Por tanto, despejando el Cargo se obtiene:

Cargo = VPN (Costo Total del Programa) / VPN (Consumo Total del Mercado

CARGO DE PÉRDIDAS

EMPRESA

Inversión/Usuario

VPN CostosCargo

Pérdidas

%Cargo Pérdidas/CU

(N1)

% Pérdidas 2013

($/Usuario) (Mill $) ($/kWh) (%) (%)CEDELCA 150,000 127,459 50.0 14.0% 18.1%CEDENAR 75,000 82,846 46.3 14.4% 21.4%CENS 15,000 19,345 5.1 2.0% 14.9%CHEC 15,000 21,387 6.8 2.2% 14.1%CODENSA 15,000 123,452 3.0 1.3% 8.8%EBSA 15,000 22,107 4.1 1.2% 8.6%EEC 15,000 12,155 6.3 1.7% 17.5%EMCALI 60,000 108,966 8.6 4.1% 11.1%EPPMM 15,000 58,630 2.3 1.1% 7.7%EPSA 15,000 22,509 3.2 1.1% 5.2%EMSA 30,000 20,141 9.1 3.5% 15.9%ELECTRICARIBE 135,000 486,185 27.6 11.2% 15.0%ESSA 75,000 143,514 23.7 8.4% 16.0%CAQUETÁ 15,000 3,539.9 7.8 2.3% 16.5%ELECTROCOSTA 90,000 269,921 21.9 7.9% 15.6%ENERTOLIMA 15,000 19,197 5.5 1.9% 15.3%ELECTROHUILA 15,000 15,284 5.9 1.9% 15.2%

CARGO DE PÉRDIDAS PARA EMPRESAS CON AUMENTOS MAYORES DEL 5%

EMPRESA

Inversión/Usuario

VPN CostosCargo

Pérdidas

%Cargo Pérdidas/CU

(N1)

% Pérdidas 2013

($/Usuario) (Mill $) ($/kWh) (%) (%)CEDELCA 45,000 38,238 15.0 4.2% 19.4%CEDENAR 30,000 33,139 18.5 5.8% 22.1%ELECTRICARIBE 60,000 216,082 12.3 5.0% 16.6%ESSA 45,000 86,108 14.2 5.0% 15.9%ELECTROCOSTA 45,000 134,961 10.9 4.0% 15.6%

CONCLUSIONES

CONCLUSIONES

Los estadísticos de la Regresión resultan sólidos frente a valores de referencia. Lo anterior implica que la Función de Pérdidas obtenida explica razonablemente el comportamiento del Nivel de las Pérdidas Totales.

El ejercicio desarrollado muestra que no es necesario desagregar las Pérdidas entre Técnicas y No Técnicas para estimar una Senda Eficiente. Lo importante es que la Función de Pérdidas involucre variables explicativas de ambos tipos de Pérdidas.

A pesar de las limitaciones de acceso a la información se pudo obtener una Regresión que permitió construir un modelo de pérdidas.

Se destacan del Modelo de Regresión resultados que muestran que niveles iguales de Inversión por Usuario producen diferentes Niveles de Reducción de Pérdidas en las distintas empresas. Lo que corrobora que los Niveles de Reducción de Pérdidas enfrentan restricciones ambientales que están definidas por las características particulares de cada uno de los mercados.

CONCLUSIONES

Si bien, es posible obtener una Senda de Pérdidas Óptima a través de la Regresión, se requiere su Evaluación Financiera para efectos de definir la viabilidad de la misma.

El Método propuesto permite obtener razonablemente el Nivel Eficiente de Pérdidas Totales en función de las Inversiones y los Gastos que se realicen por Usuario. Se insiste en la propuesta metodológica más que en los resultados numéricos, pues como se menciona en el trabajo se requiere la revisión detallada de la información

Los resultados numéricos deben tomarse con especial cuidado, pues en muchos casos es evidente la carencia o deficiencia informativa. Por ejemplo, en algunas empresas cuyos planes en esta etapa se orientan al sector rural, podría resultar un nivel de inversión bajo al no haberse discriminado la inversión por sector urbano y rural.

CONCLUSIONES

Los cargos resultantes propuestos para remunerar los programas de Pérdidas No técnicas resultan en valores factibles de aplicar y permitirían a las empresas acometer los planes con celeridad.

Los Niveles de Pérdidas No Técnicas Eficientes, dependen del Nivel de Pérdidas Totales y del Nivel de Pérdidas Técnicas. En el informe se utilizaron los valores calculados por IEB, pero resulta claro que es necesario que cada empresa recalcule estos valores para definir la Senda de Pérdidas No Técnicas.

Las Sendas calculadas con el método propuesto deberían ser las que se propongan a la CREG para definir la Senda compatible con el Plan de cada empresa.

CONCLUSIONES

Es claro que a pesar de que al aumentar la Inversión y el Gasto se logran disminuciones en las pérdidas alcanzables, ello no significa que sea rentable y, por tanto, eficiente, acometer un Plan a cualquier costo. Como se muestra, en todas las empresas a partir de cierto Nivel de Inversiones y Gasto el VPN del programa resulta no rentable.

Es muy importante resaltar que los resultados de eficiencia financiera mostrados en este trabajo dependen de los supuestos utilizados, especialmente del porcentaje asignado a reducción de compras y a incremento de ventas en el cálculo de los Beneficios del Programa. Por lo tanto, se debe realizar un ejercicio en cada empresa para determinar con mayor precisión esta relación de beneficios. Igualmente la Tasa de descuento influye sobre el resultado final. Una vez conocido el WACC para la actividad de distribución debería utilizarse para calcular el VPN de los Programas de Pérdidas.

RECOMENDACIONES

RECOMENDACIONES

Plantearle a la CREG la definición de una Senda de Pérdidas que no separe las Pérdidas Técnicas de las No Técnicas. Además de las ventajas conceptuales que esto tiene, evita la discusión con la CREG sobre las metodologías de cálculo de cada tipo de Pérdidas.

Plantearle a la CREG como variable para la definición del Nivel de Inversiones del Programa de Reducción de Pérdidas, el indicador: Inversión por Usuario, que como se demostró explica en buena forma el comportamiento del Índice de Pérdidas de las empresas. Igualmente tomar en cuenta las características físicas del sistema de cada empresa y del tamaño del mercado (Kms de red/Kw-h)

Proponerle a la CREG el empleo de método estadísticos y económicos para la determinación de la Senda de Pérdidas Eficiente Factible de las diferentes empresas.