Microsoft Word - TOMO 1 Experiencia InternacionalComisión de
Regulación de Energía y Gas
CONSULTORÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN LOS
MERCADOS DE COMERCIALIZACIÓN
PRESENTES EN EL SIN Y DEFINICIÓN DE CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN DE
PLANES DE REDUCCIÓN Y/O MANTENIMIENTO
DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA
Itagüí, M a rzo de 2 0 0 8
Cr. 42 No. 72-11, of. 205 Itagüí - Colombia PBX: (57-4) 373 67 77
Fax: (57-4) 372 32 71
http://www.ieb.com.co e-mail:
[email protected]
CONTROL DE DISTRIBUCIÓN
Nombre Dependencia Empresa Copias
Hernán Molina Dirección Ejecutiva Comisión de Regulación de Energía
y Gas 1
WServidor IEB S.A. 1
Las observaciones que resulten de su revisión y aplicación deben
ser informadas a IEB S.A.
CONTROL DE REVISIONES
0 Emisión inicial 2007/07/05
1 Comentarios CREG 2008/02/04
Elaboración
CREG Comisión de Regulación de Energía y Gas
Arch ivo : A rch ivo : TOMO 1 Experiencia Internacional
CREG_________________________________________________________________________________________________
IEB S.A. CONSULTORÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE
ENERGÍA EN Y DEFINICIÓN DE CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN DE PLANES
DE REDUCCIÓN Y/O MANTENIMIENTO DE PÉRDIDAS Página ¡i de 24
TABLA DE CONTENIDO
Figura 1. Esquema General del flujo monetario en el mercado
español...........................................13
LISTA DE TABLAS Tabla 1. Comparación de la Experiencia
Internacional.........................................................................2
Tabla 2. Evolución de Pérdidas de
Energía...........................................................................................
3 Tabla 3 Pérdidas eficientes de energía de las empresas
panameñas................................................. 5
Arch ivo : A rch ivo : TOMO 1 Experiencia Internacional
CREG_________________________________________________________________________________________________
IEB S.A. CONSULTORÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE
ENERGÍA EN Y DEFINICIÓN DE CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN DE PLANES
DE REDUCCIÓN Y/O MANTENIMIENTO DE PÉRDIDAS_________________Página 1
de 24
1. REVISIÓN DE EXPERIENCIA INTERNACIONAL
En relación con el cálculo y reconocimiento de las pérdidas de
energía eléctrica, se investigó en fuentes de información de los
organismos de legislación y regulación (sitios Web de entidades)
incluyendo fuentes de consulta de universidades y empresas del
sector.
Para determinar los países que son recomendables como objeto de
análisis, se hizo inicialmente una consulta de los sistemas legales
y regulatorios de países con desarrollos normativos asimilables al
colombiano. El objetivo es establecer la metodología que llevan
para generar incentivos hacia la reducción y el control de las
Pérdidas Técnicas y No Técnicas, con el fin de analizar y proponer
opciones metodológicas para el cálculo y asignación de pérdidas de
energía eléctrica en Colombia, así como para dar señales para la
fase de diseño de los planes de reducción de pérdidas.
Se seleccionaron los países que presentan mayor aplicabilidad para
Colombia sobre el tema y se procedió a establecer su experiencia, a
partir del análisis de documentación disponible y a partir de
consultas elaboradas por el consultor. No se vio la necesidad de
establecer una comunicación entre los organismos reguladores o
entidades oficiales de otros países y la CREG sobre el tema de
pérdidas, al considerar el equipo del proyecto que la experiencia
internacional recopilada hasta el momento era suficiente para el
logro de los objetivos perseguidos.
Se observa que de los diferentes países analizados, no existe en
ninguno de ellos un pago por parte del gobierno o los usuarios a
los distribuidores por la reducción de las pérdidas o por una
mejora en su gestión, siendo en este campo Colombia pionera en esta
clase de incentivos.
Más sin embargo, se observa que el estado a través de instrumentos
como los subsidios a la población, impulso de nuevas tecnologías
como los medidores prepago y la misma regulación, es consciente de
la problemática, y no deja esta situación tan solo en manos de las
empresas distribuidoras.
En el anexo 1, se presenta un detalle de la información recopilada
para cada uno de los países objeto de análisis, con sus respectivos
enlaces de internet que llevan a conocer a profundidad tópicos como
el tarifario, de conformación del mercado, etc.
Las comparaciones que pueden realizarse entre estos países y
Colombia, no solo tocan aspectos del mercado de electricidad, sino
también aspectos sociales, políticos, geográficos e incluso
históricos, por lo cual una comparación no es sencilla y puede ser
inexacta.
Lo que si debe tener en cuenta es la estructura regulatoria del
país de manera que estimule a los agentes, privados o públicos, a
tomar las acciones requeridas. Este análisis es el presentado en el
anexo 1.
Arch ivo : TOMO 1 Experiencia Internacional
CREG IEB S.A. CONSULTORÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE
ENERGÍA EN Y DEFINICIÓN DE CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN DE PLANES
DE REDUCCIÓN Y/O MANTENIMIENTO DE PÉRDIDAS_______________ Página 2
de
24__________________________________________________________________________________________________________
Tabla 1. Comparación de la Experiencia Internacional
País Datos año No.
Mercado distribuidores
Reconocidas Pérdidas Reales
PANAMÁ 2006 3 Privadas 697.030 4,885,35 Tarifa Diferente por
empresa Diferente por empresa
VENEZUELA 2006 11 Privadas y Públicas 6.507.364 120.688,00
27.8%
ECUADOR 2006 20 Concesión 3.156.719 9.974,85 Tarifa 2% 23.39%
ARGENTINA 2005 3 Privadas 12.394.536 87.832,27 Tarifa 8% - 10%
13.66%
PERU 2006 22 Privadas y Públicas 4.165.191 14.069,00 0% 8.4%
BRASIL 2006 64 Privadas y Públicas 50.378.479 349.097,00 Tarifa
Según sector 17.1%
BOLIVIA 2006 7 Privadas y Cooperativas 1.092.493 3.715,44
CHILE 2006 34 Privadas 4.713.316 27.890,50 Tarifa Según zona
8.3%
REINO UNIDO 2006 14 Privadas 25.000.000 (*) 321.502 Tarifa 5%
4.9%
ESPAÑA 2005 326 26.851.137 247.213,13
AUSTRALIA 2005 13 Privadas y Públicas 8.637.143 136.499 Tarifa
Diferente por empresa y
tecnología aplicada.
SUDAFRICA 2005
Eskom y
(*) Fuente: Energy Watch (http://www.energywatch.org.uk)
Tabla 2. Evolución de Pérdidas de Energía
PAIS PERDIDAS DISTRIBUCIÓN 2004* [GWh]
PERDIDAS DISTRIBUCIÓN 2006** [GWh]
** Datos tabla inicial
A rch ivo : A rch ivo : TOMO 1 Experiencia Internacional
CREG_________________________________________________________________________________________________
IEB S.A. CONSULTORÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE
ENERGÍA EN Y DEFINICIÓN DE CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN DE PLANES
DE REDUCCIÓN Y/O MANTENIMIENTO DE PÉRDIDAS Página 4 de 24
Anexo 1
A rch ivo : A rch ivo : TOMO 1 Experiencia Internacional
CREG IEB S.A. CONSULTORÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE
ENERGÍA EN Y DEFINICIÓN DE CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN DE PLANES
DE REDUCCIÓN Y/O MANTENIMIENTO DE PÉRDIDAS_______________ Página 5
de 24
2. PANAMÁ
En el año 2006 las ventas de energía eléctrica realizadas por las
empresas distribuidoras fueron de 4,885.35 GWh. lo cual representa
un incremento de 4.02 % con respecto al año anterior, cuando fueron
de 4,696.25 GWh.
En el año 2006 la cantidad total promedio de clientes fue 697,030,
de los cuales 301,394, es decir un 43 % pertenecen a la zona de
concesión de EDEMET. ELEKTRA cuenta con 304,846, correspondientes
al 44 % y EDECHI posee el 13 %, es decir 90,790 clientes.
El promedio de clientes por kilómetro de línea de distribución es
un indicador de la densidad de clientes por zona de concesión. En
el año 2006 se observa que la empresa de distribución ELEKTRA tiene
una mayor densidad con un promedio de 37 clientes por kilómetro de
línea, mientras que EDEMET y EDECHI tienen 23 y 19 clientes por
kilómetro respectivamente.
Las empresas de distribución recibirán un ingreso máximo permitido
para cubrir la rentabilidad sobre activos y los costos de
depreciación, administración, operación y mantenimiento del sistema
de distribución y los costos de pérdidas estándar en
distribución.
El ingreso se basa en costos estándar según áreas representativas
en que cada concesión de distribución, que el Ente Regulador estime
para el período de vigencia de las fórmulas tarifarias.
Para ver la fórmula vigente hasta el 2010 (Ver [1])
Para ver los componentes de la tarifa de EMPRESA DE DISTRIBUCIÓN
ELÉCTRICA CHIRIQUÍ, S.A. (Ver [2]), de EMPRESA DE DISTRIBUCIÓN
ELÉCTRICA METRO OESTE, S.A (Ver [3]) y de ELEKTRA NORESTE, S.A.
(Ver [4])
Las pérdidas eficientes de energía de cada una las empresas
panameñas será el resultado del coeficiente de Pérdidas de Energía
(PD%).
Tabla 3 Pérdidas eficientes de energía de las empresas
panameñas
% Pérdidas Eficientes
EDEMET 8.38% 8.37% 8.36% 8.34%
EDECHI 9.25% 9.24% 9.23% 9.21%
ELEKTRA 8.44% 8.43% 8.41% 8.39%
Edemet-Edechi registró una pérdida de energía de 13%, lo que
representa
Arch ivo : TOMO 1 Experiencia Internacional
CREG IEB S.A. CONSULTORÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE
ENERGÍA Y DEFINICIÓN DE CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN DE PLANES DE
REDUCCIÓN Y/O MANTENIMIENTO DE PÉRDIDAS_____________________Página
6 de 25
aproximadamente cuatro millones de dólares, mientras que para
Elektra Noreste el porcentaje es de 18.3%, que se calcula en unos
19 millones de dólares. Para más información (Ver [5]).
3. VENEZUELA
Venezuela es uno de los países con mayor grado de electrificación
en América Latina; más del 94% de su población dispone de servicio
eléctrico.
El Sistema Eléctrico Nacional (SEN) lo conforman 11 empresas
eléctricas públicas y privadas. Las empresas públicas son CADAFE,
EDELCA, ENELVEN, ENELCO y ENELBAR. Las empresas privadas son la
Electricidad de Caracas con su empresa filial CALEY; ELEBOL,
CALIFE, ELEVAL y SENECA.
Las empresas CADAFE, EDELCA, EDC y ENELVEN, signatarias del
Contrato de Interconexión suplen el 98,8% de la energía eléctrica
que se consume en el país. El porcentaje restante proviene del
Sector Autoabastecido (Petróleos de Venezuela, productores
independientes e industrias con generación propia).
De acuerdo con las últimas cifras, las Empresas Eléctricas del
Estado generan el 82% de la energía eléctrica que se consume en el
país, sirviendo al 68% del total de suscriptores.
Para más detalles (Ver [6]).
Las pérdidas (técnicas + No Técnicas) significan un 27.8% de la
generación bruta. Si a ello restamos las Pérdidas Técnicas - es
decir: un 1.0% por auto-consumo y un 3% por pérdidas en Alta
Tensión - se concluye que un 24% es pérdida no técnica o robo.
Dicho de otra forma: en 2004 el robo nacional de electricidad fue
de casi 1 kWh por cada 4 kWh generados. En términos físicos se
trata de unos 23.3 TeraWatios-hora/año o 23.302 GigaWatios-hora/año
robados en Baja Tensión al Sistema Eléctrico Nacional. Para más
información (Ver [7]).
4. ECUADOR
Según el Censo de Población y Vivienda realizado el año 2001 por el
INEC, el porcentaje total de viviendas con energía eléctrica
alcanzó el 89,67, en el área Urbana éste fue de 93,30 y en la Rural
el 79,08.
En el año 2006 se atendieron 3.156.552 cliente Regulados y 167
clientes No Regulados.
El Estado Ecuatoriano, a través del Consejo Nacional de
Electricidad, CONELEC, puede delegar a otros sectores de la
economía la generación, transmisión y distribución de la energía
eléctrica. Esta delegación se formaliza a través de un Contrato de
Concesión, Permiso o Licencia. El cumplimiento de esta disposición
faculta a los Agentes a desarrollar las actividades de generación,
transmisión, distribución y comercialización. Actualmente de las 20
empresas distribuidoras del país existen contrato de concesión con
19 de ellas. Para ver detalles (Ver [8]).
Arch ivo : A rch ivo : TOMO 1 Experiencia Internacional
CREG IEB S.A. CONSULTORÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE
ENERGÍA Y DEFINICIÓN DE CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN DE PLANES DE
REDUCCIÓN Y/O MANTENIMIENTO DE PÉRDIDAS____________________ Página
7 de 25
La normativa vigente establece que los límites admisibles para las
Pérdidas No Técnicas en el cálculo de tarifas, serán fijadas por el
CONELEC para cada distribuidor, hasta llegar al 2%, porcentaje
máximo aceptable que deberá mantenerse a futuro. Para el año 2006
las pérdidas de las empresas distribuidoras fueron de 23.39%. Ver
más información en la sección estadísticas (Ver [9])
5. ARGENTINA
El modelo regulatorio de la distribución se basa en el control de
los resultados de las empresas. Es del tipo Price-Cap con la forma
RPI +/- X- donde RPI (Retail Price Index) representa el factor de
actualización de las tarifas por índices de inflación de Estados
Unidos, y X es el factor que resume el estímulo de la eficiencia y
el estímulo a las inversiones.
La empresa distribuidora tiene derechos monopólicos en su área de
concesión, y como contrapartida está obligada a abastecer la
totalidad de la demanda que le sea requerida y, naturalmente, tiene
el derecho de percibir la tarifa fijada por el servicio
efectivamente suministrado. La regulación comprende Tarifas máximas
establecidas en cada revisión tarifaria por el correspondiente Ente
Regulador.
Las tarifas están conformadas por dos términos, el primero es
variable y esta representado por el precio estacional de compra en
el MEM que incluye el costo de generación y transporte más las
pérdidas reconocidas de distribución. El segundo término es
prácticamente fijo y corresponde al valor agregado de distribución
(VAD) que remunera la actividad de distribución, valor que se
actualiza semestralmente con índices de inflación de Estados
Unidos. El VAD esta compuesto por los costos de capital para la
construcción y renovación de las redes, costos de operación y
mantenimiento y los costos de gestión comercial.
La forma adoptada por la estructura de las tarifas (i.e. un término
que representa las compras de energía y potencia y otro, aditivo,
que representa los costos propios de distribución) lleva a que en
principio, las empresas distribuidoras sean indiferentes al precio
de compra en el MEM. Sin embargo, dada la existencia de Pérdidas No
Técnicas, el resultado económico de las distribuidoras está
inversamente relacionado con los precios en el MEM. Esto es así
porque las distribuidoras son, a través de sus Pérdidas No
Técnicas, compradores de parte de su propia energía por lo que un
aumento del precio mayorista resulta en una mayor pérdida
financiera.
Desde su traspaso al sector privado, las tarifas de las
distribuidoras eléctricas se han modificado en diecinueve
oportunidades como resultado de las programaciones y
reprogramaciones estacionales de CAMMESA y de las variaciones de
precios en los contratos de abastecimiento de energía
transferidos.
Para ver la evolución del sector eléctrico (Ver [10]).
Arch ivo : A rch ivo : TOMO 1 Experiencia Internacional
CREG IEB S.A. CONSULTORÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE
ENERGÍA Y DEFINICIÓN DE CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN DE PLANES DE
REDUCCIÓN Y/O MANTENIMIENTO DE PÉRDIDAS____________________ Página
8 de 25
6. PERU
Las ventas de energía eléctrica en el 2006, alcanzaron los 22 318
GWh, el 37% de las ventas fueron efectuadas por las empresas
generadoras y el 63% por las empresas distribuidoras.
El sistema de distribución es atendido por 22 empresas de las
cuales 11 son privadas y otras 11 son públicas.
Actualmente no se reconocen pérdidas no técnicas en la
tarifa.
Ver detalles en ([11]).
7. BRASIL
El mercado de distribución de energía eléctrica es atendido por 64
concesionarias, estatales o privadas, de servicios públicos que
cubren todo el País. Son atendidos cerca de 47 millones de unidades
consumidoras, de las cuales el 85% son consumidores residenciales,
en más de 99% de los municipios brasileros.
Datos generales del mercado a 2006 (Ver [12])
Ver datos generales del mercado eléctrico de Brasil actualizados a
Septiembre de 2007 (Ver[13]).
Ver datos del mercado de distribución (Ver [14])
En 2002, el Decreto n° 4.562, de 31 de diciembre de 2002,
estableció que en la definición del valor de las tarifas para los
contratos de conexión y uso de los sistemas de transmisión y
distribución serian considerados los costos de transporte y las
pérdidas de energía eléctrica, así como los cargos de
conexión.
Decreto en (Ver[15]).
En 2003, el Consejo Nacional de Política Energética emitió la
Resolución 003 que en el parágrafo de su artículo 4 establece: El
cálculo de ESD (Cargos del Servicio de Distribución) debe incluir
una fórmula para el reconocimiento de Pérdidas Técnicas, ya sea
como tributo (o impuesto) o un cargo sectorial.
Resolución (Ver [16])
En cumplimiento del Decreto, ANEEL (la Agencia Nacional de Energía
Eléctrica) publicó la Resolución No. 152 del 3 de abril de 2003 en
la que modifico la metodología del cálculo de las Tarifas de Uso de
los Sistemas de Distribución de energía eléctrica (TUSD),
incorporando las nuevas reglas y el concepto de revisión tarifaria
para el cálculo del costo de distribución.
En 2005 se publica la Resolución Normativa ANEEL No. 166 que
establece disposiciones consolidadas sobre el cálculo de TUSD y de
Tarifas de Energía Eléctrica (TE). En el artículo 2, item XIII de
esta resolución, se definen las “Pérdidas Eléctricas del Sistema de
Distribución: pérdidas eléctricas reconocidas por la ANEEL para la
revisión tarifaria periódica, compuestas por: a) pérdidas en
la
Arch ivo : A rch ivo : TOMO 1 Experiencia Internacional
CREG IEB S.A. CONSULTORÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE
ENERGÍA Y DEFINICIÓN DE CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN DE PLANES DE
REDUCCIÓN Y/O MANTENIMIENTO DE PÉRDIDAS____________________ Página
9 de 25
Red Básica, correspondientes a las pérdidas en los sistemas de
transmisión depuradas en el ámbito de la Cámara de Comercialización
de Energía Eléctrica - CCEE; b) Pérdidas Técnicas, correspondientes
a las pérdidas en el transporte de la energía en la red de
distribución y c) Pérdidas No Técnicas, correspondientes a la parte
de energía consumida y no facturada por las empresas concesionarias
de distribución, debido a irregularidades en el registro de
consumidores, en la medición y en las instalaciones de
consumo;
En el artículo 7 define el procedimiento para el cálculo de las
pérdidas en la red básica, que componen la Tarifa de Energía (TE),
así: 7 - se aplica al mercado cautivo el porcentual de pérdidas en
la Red Básica, calculado por la Cámara de Comercialización de
Energía Eléctrica (CCEE); II - el valor resultante de la operación
referida en el inciso I, obtenido en MWh, será multiplicado por el
coste medio ponderado de adquisición de energía de la empresa
concesionaria de distribución, definido enR$/MWh. ”
Resolución (Ver [17])
Las pérdidas en la Red Básica a las que hace mención la resolución
son calculadas por la CCEE mediante el siguiente procedimiento: ‘E
l Sistema Interconectado Nacional (SIN) es representado en la CCEE
a través de una estructura de puntos de medición de generación y de
consumo, posibilitando la Contabilización y Liquidación Financiera
de las operaciones en el mercado de corto plazo. Para que sean
obtenidos tales valores, las Reglas de Comercialización establecen
un proceso de recuento y tratamiento de las cantidades de
generación y consumo de energía eléctrica, que son agrupadas y
ajustadas, posibilitando la contabilización de la energía
comercializada por los Agentes. El procesamiento de los datos es
llamado de Agregación Contable de la Medición. Los Ajustes son
necesarios, pues, en la atención al consumo por la generación,
ocurren pérdidas eléctricas en el sistema de transmisión. En la
CCEE, estas pérdidas son rateadas entre los Agentes propietarios de
puntos de medición de generación y de consumo. A través del rateo
de las pérdidas, se garantiza que la generación efectiva total del
sistema coincida con la carga efectiva total del sistema. El punto
virtual donde las pérdidas entre los puntos de generación y de
consumo se igualan es denominado Centro de Gravedad y es en este
punto que son consideradas todas las compras y ventas de energía en
la CCEE. La existencia de este punto virtual hace posible la
comparación entre las mediciones realizadas en diferentes puntos
reales del SIN. Los puntos del SIN que participan del referido
rateo son aquellos definidos por la ANEEL como participantes del
rateo de pérdidas de la red básica. Las pérdidas eléctricas son
compartidas igualmente entre los puntos de generación y de consumo,
siendo mitad de las pérdidas descontadas del total generado y la
otra mitad añadida al total consumido. A partir de los valores de
medición informados por los Agentes a la CCEE, los totales de
generación y consumo de cada Agente en el Centro de Gravedad son
calculados para utilización en el proceso de contabilización de la
energía comercializada en el Mercado de Corta Plazo”
Arch ivo : A rch ivo : TOMO 1 Experiencia Internacional
CREG IEB S.A. CONSULTORÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE
ENERGÍA Y DEFINICIÓN DE CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN DE PLANES DE
REDUCCIÓN Y/O MANTENIMIENTO DE PÉRDIDAS___________________ Página
10 de 25
Para más información (Ver [18])
Luego ANEEL emitió la Nota Técnica No. 026 de 2003 con la
metodología para el cálculo de ESD (Cargos del Servicio de
Distribución).
Nota técnica (Ver [19])
En 2007 ANEEL emitió la Nota Técnica No. 035 con la metodología
actualizada para el cálculo de ESD.
Nota técnica (Ver[20])
Anexo de nota técnica (Ver [21])
La Resolución Normativa ANEEL 234 del 31 de octubre de 2006
Resolución Normativa ANEEL n. 234, de 31 de octubre de 2006
(Publicado en el Diario Oficial el 8 de noviembre de 2006, sección
1, p. 111) - pérdidas de energía (revisión tarifaria
periódica).
En el anexo VIII define la metodología a ser utilizada en el
segundo ciclo de revisión tarifaria de las empresas de distribución
de energía eléctrica, para el tratamiento regulatorio de las
pérdidas de energía en las tarifas de los sistemas de distribución,
considerando el origen de las pérdidas (técnicas e No
Técnicas),
(Ver [22]).
El reajuste Tarifario Extraordinario es un instrumento que busca
compensar las pérdidas reconocidas a las empresas concesionarias
distribuidoras de energía.
Reajustes a tarifas de 1999 y 2000 (Ver [23])
Para las pérdidas acumuladas en el periodo del 10 de enero a 25 de
octubre de 2001 su recuperación fue establecida mediante la
aplicación de los siguientes porcentajes de ajuste:
2,9% para sectores residenciales y rurales;
7,9% para los demás sectores, con las exclusiones previstas por la
reglamentación.
Detalles del reajuste (Ver [24])
8. BOLIVIA
El mercado de distribución de energía eléctrica es atendido por 7
empresas. Son atendidos aproximadamente 1 millón de unidades
consumidoras, de las cuales el 87% son consumidores
residenciales.
Datos del mercado a 2006 (Ver [25])
Datos generales del mercado eléctrico de Bolivia actualizados a
Diciembre de 2006 (Ver [26])
Datos del mercado de distribución (Ver [27])
Arch ivo : A rch ivo : TOMO 1 Experiencia Internacional
CREG IEB S.A. CONSULTORÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE
ENERGÍA Y DEFINICIÓN DE CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN DE PLANES DE
REDUCCIÓN Y/O MANTENIMIENTO DE PÉRDIDAS___________________ Página
11 de 25
Los principios y conceptos de determinación de precios de
electricidad son los siguientes:
Precios de generador a distribuidor o precios de nodo.- Los precios
de generador a distribuidor se calculan como precios máximos en
cada nodo del Sistema Troncal de Interconexión. Los precios máximos
de nodo están compuestos por: a) el precio de potencia de punta; y
b) el precio de energía. El precio básico de energía se calcula
como el promedio ponderado de los costos marginales de corto plazo
de energía del sistema por los valores de demanda proyectados con
la tasa de actualización estipulada en la Ley de Electricidad. El
costo marginal de corto plazo de energía se considera como el costo
de proveer una unidad de energía (kWh) adicional.
Precios máximos de transmisión.- Se calculan considerando el costo
total de transmisión, que comprende la anualidad de la inversión y
los costos de operación mantenimiento y administración de un
sistema económicamente adaptado de transmisión. Estos precios se
fijan semestralmente por parte de la Superintendencia de
Electricidad.
Precios máximos de distribución.- Son fijados por las tarifas base
y las fórmulas de indexación. Las tarifas base se calculan tomando
en cuenta los costos de suministro, vale decir: compra de
electricidad (energía, potencia y peaje), costos de operación:
mantenimiento, administración, impuestos, depreciación y
utilidad.
Las tarifas base son indexadas mensualmente mediante el cálculo de
fórmulas que reflejan tanto la variación de los costos de
distribución como los incrementos en eficiencia y el traspaso
directo de variaciones en los costos de compra de energía e
impuestos.
Estos precios máximos de distribución se aprueban cada cuatro
años.
9. CHILE
Datos del mercado a 2006 (Ver [28])
El mercado de distribución de energía eléctrica es atendido por 34
empresas que son controladas en su totalidad por capitales
privados. La demanda agregada nacional que en el 2004 alcanzó los
48.879,8 gigawatts-hora (GWh) está localizada territorialmente en
cuatro sistemas eléctricos (SING, SIC, Aysen y Magallanes).
Datos del sector consolidados a 2006 (Ver [29])
Anexos (Ver [30])
El precio que las empresas distribuidoras pueden cobrar a usuarios
ubicados en su zona de distribución, por efectuar el servicio de
distribución de electricidad, esta dado por la siguiente
expresión:
Arch ivo : A rch ivo : TOMO 1 Experiencia Internacional
CREG_________________________________________________________________________________________________
IEB S.A. CONSULTORÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE
ENERGÍA Y DEFINICIÓN DE CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN DE PLANES DE
REDUCCIÓN Y/O MANTENIMIENTO DE PÉRDIDAS___________________ Página
12 de 25
Precio de Nudo + Valor Agregado de Precio a usuario final =
Distribución + Cargo Único por uso del
Sistema Troncal
El Valor Agregado de Distribución (VAD) es fijado cada cuatro años
por el Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, previo
Informe Técnico de la CNE y corresponde básicamente un costo medio
que incorpora todos los costos de inversión y funcionamiento de una
empresa modelo o teórica operando en el país, eficiente en la
política de inversiones y en su gestión, de modo que el VAD no
reconoce necesariamente los costos efectivamente incurridos por las
empresas distribuidoras. Las pérdidas están incluidas en el cálculo
de VAD.
Para realizar este cálculo dividen al país en seis zonas (Ver
[31])
Informes técnicos y la metodología de la CNE del cálculo de VAD
para el periodo 2004-2008 (Ver [32])
Reportes de las empresas para el mismo periodo
10. ESPAÑA
La Ley 54/1997, del Sector Eléctrico, establece un nuevo modelo de
funcionamiento del Sector Eléctrico Español. Bajo este nuevo
esquema, la retribución de la actividad de distribución atiende los
siguientes criterios: costo de inversión, operación y mantenimiento
de las instalaciones, energía circulada, modelo que caracteriza las
zonas de distribución, los incentivos que correspondan por la
calidad del suministro y la reducción de las pérdidas, así como
otros costos necesarios para desarrollar la actividad.
Explícitamente la ley establece que se deben tomar en cuenta
incentivos para la reducción de pérdidas.
El Mercado de Producción de Energía Eléctrica Español (pool), es
donde los generadores acuden a vender energía mientras que las
distribuidoras, las comercializadoras y los consumidores
cualificados que ejerzan su condición de cualificados, acuden a
comprar la energía necesaria para satisfacer la demanda. Este
proceso de compra y venta de energía se realiza horariamente bajo
la supervisión de la Compañía Operadora del Mercado Español de
Electricidad (OMEL).
Los consumidores cualificados pueden acudir directamente al pool o
por medio de una comercializadora. Estos consumidores cualificados
se pueden clasificar en dos categorías:
a) consumidores cualificados en alta tensión (CCA) y b)
consumidores cualificados en media tensión (CCM). Los primeros
están conectados directamente a la red de transporte mientras que
los segundos están conectados a las redes de media tensión de
distribución. En la Figura 1 se muestra un esquema general del
flujo monetario, debido a tarifas de acceso, compras de energía o
tarifas íntegras, entre
Arch ivo : A rch ivo : TOMO 1 Experiencia Internacional
CREG IEB S.A. CONSULTORÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE
ENERGÍA Y DEFINICIÓN DE CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN DE PLANES DE
REDUCCIÓN Y/O MANTENIMIENTO DE PÉRDIDAS___________________ Página
13 de 25
los agentes que participan en el pool y el propio pool.
Barras de Central
G eueiadDi en lé g im e u especia l ^ --------
Gx
c lie n te s a T a rifa
Figura 1. Esquema General del flujo monetario en el mercado
español
Los agentes compradores de energía pagan en el pool la energía
medida en sus contadores, incrementada por unas pérdidas. Esto se
hace con el objeto de traspasar la energía medida en el punto de
conexión del consumidor a energía en barras de central. En el caso
de los consumidores cualificados, tanto de media como de alta
tensión, ya sea directamente o a través de una comercializadora, se
les asigna un coeficiente estándar dependiendo de la tarifa de
acceso que tengan contratada. Los coeficientes estándares de
pérdidas son determinados por la administración y publicados
anualmente en el Real Decreto por el que se establecen las
tarifas.
Las pérdidas debidas al transporte que son asignadas a las
distribuidoras, se calculan descontando las pérdidas estándares que
corresponden a los consumidores cualificados conectados
directamente a la red de transporte, tal como se muestra en la
ecuación (1).
E ccaí (1 K-ccai ) Ecuación 1. i i i
En donde Pd son las pérdidas a repartir entre las distribuidoras,
Gi es la energía inyectada por el generador /', Edi es la energía
que entra a la red de la distribuidora /, ECCAi es la energía
demandada por el CCA / y kCCAi es el coeficiente de pérdidas
estándares aplicado al CCA /. Las pérdidas sobrantes del transporte
se reparten entre las distribuidoras proporcionalmente a su demanda
por medio del coeficiente kd=Pd/SEd. Este coeficiente se utiliza
para referir la energía medida en el punto de conexión de la
distribuidora con la red de transporte a barras de
Arch ivo : A rch ivo : TOMO 1 Experiencia Internacional
CREG IEB S.A. CONSULTORÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE
ENERGÍA Y DEFINICIÓN DE CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN DE PLANES DE
REDUCCIÓN Y/O MANTENIMIENTO DE PÉRDIDAS___________________ Página
14 de 25
central.
Además, la obligación de pago de la distribuidora con el pool
{Pagod) se obtiene aplicando el coeficiente de pérdidas de
transporte (kd) a la energía que entra en la red de la
distribuidora (Ed) y descontando la energía consumida (ECCM) y
pérdidas estándares (kCCM) de los CCM conectados en su red, todo
esto por el precio resultante en el pool (Px). Este cálculo se
realiza para cada hora del día y de la forma que se muestra en la
ecuación (2)
Pagoj, = Edll (1 + - X ECCM¡h (1 + kCCMi) Pxh Ecuación 2.
Este esquema de pérdidas estándares para consumidores cualificados
y reparto de pérdidas sobrantes entre las distribuidoras consigue
que en el pool se paguen exactamente las pérdidas reales de la red
de transporte. Esta asignación de pérdidas del transporte introduce
una distorsión ya que consumidores cualificados y distribuidoras no
reciben el mismo tratamiento.
Sin embargo se tiene proyectado que los generadores internalicen en
su precio el costo de las pérdidas.
La liquidación es el procedimiento mediante el cual los ingresos
que las distribuidoras perciben de sus clientes, son repartidos
entre los agentes que realizan las diferentes actividades del
sistema eléctrico. Estos ingresos son repartidos según la
asignación que regulatoriamente es establecida para cada agente.
Esto incluye retribución de la actividad de transporte y
distribución, costos permanentes del sistema, costos de
diversificación, costos de abastecimiento y costos de transición a
la competencia.
Según el Real Decreto 2017/1997, la Comisión Nacional de Energía
(CNE) se encargará de la liquidación a efectos de retribución de
las empresas distribuidoras. A cada distribuidor se le reconoce una
cantidad en concepto de compra de energía en el pool para
satisfacer la demanda de sus clientes. Este costo es conocido como
costo liquidable por adquisición de energía. Para calcular este
costo liquidable se utiliza el precio medio ponderado (Pm) que se
determina con la ecuación (3).
T , PaS°dh Pm = — h
E dh 0 + ) - E E CCMih ( ! + k CCM l )
Ecuación 3.
El costo liquidable se calcula como el producto del precio medio
ponderado del mercado (Pm) por la energía distribuida a cada
consumidor a tarifa {ECT) incrementada en las pérdidas estándares
de dicho consumidor {kCT) y reducida la energía aportada por el
régimen especial (Ex). Esto es:
Arch ivo : A rch ivo : TOMO 1 Experiencia Internacional
CREG_________________________________________________________________________________________________
IEB S.A. CONSULTORÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE
ENERGÍA Y DEFINICIÓN DE CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN DE PLANES DE
REDUCCIÓN Y/O MANTENIMIENTO DE PÉRDIDAS___________________ Página
15 de 25
Liq,CNE y E ct¡ (1 ^ ct, ) E x Pm Ecuación 4.
Si se comparan las ecuaciones anteriores se puede observar que la
cantidad que se le reconoce a la distribuidora por compras de
energía es diferente a lo que ella realmente ha pagado. La
diferencia entre lo que se le reconoce y lo que realmente ha pagado
puede ser positiva (beneficio) o negativa (penalización). Para
cuantificar esto es necesario utilizar una expresión de balance
entre la energía que entra a la red de media tensión o distribución
y la energía realmente consumida en ésta. Esta expresión es la que
se muestra en la ecuación (5).
Edh + Exh — E CTh (1 + ^ c r ) + E CC M h ( 1 + £ CCM ) Ecuación
5.
Los coeficientes k ’CT y k ’CCM representan las pérdidas reales
ocasionadas en la red de distribución por los consumidores a tarifa
y los CCM respectivamente. Estos coeficientes de pérdidas reales
están referidos al punto de conexión entre la distribuidora y la
red de transporte y no hasta barras de central como los
coeficientes estándares. Si a los coeficientes reales se les aplica
el coeficiente de pérdidas en el transporte (kdh) entonces se
obtiene el mismo efecto de los coeficientes estándares, es decir,
traspasar la energía hasta barras de central. El beneficio o
penalización que percibe la distribuidora viene dado por la
ecuación (6).
B l P = Pm (1 + k CT E CTk (1 + ^ cr ^cT,, (1 )
Pm (1 + k CCM E CCMk (X + k CCM E CCMh (1 + k dh) + Pm Ecuación
6.
El primer sumando de la ecuación se interpreta como un beneficio o
penalización debido a la diferencia entre las pérdidas reales y
estándares de los consumidores a tarifa. El segundo sumando es un
beneficio o penalización debida a la diferencia entre las pérdidas
reales y estándares de los CCM conectados en la red de la
distribuidora. La distribuidora, al ser la propietaria de la red,
puede tomar las medidas que estime conveniente para modificar los
coeficientes reales de pérdidas y así sacar mejor provecho a este
beneficio o penalización.
El tercer sumando es debido a la presencia de generación en régimen
especial y se puede interpretar como un beneficio o penalización
por pérdidas evitadas en la red de transporte. Aunque
matemáticamente este término siempre será positivo, no se puede
afirmar que siempre sea un beneficio para la distribuidora ya que
la presencia de estos generadores aumentará o disminuirá
indirectamente las pérdidas reales en la red de distribución. El
cambio de la pérdidas reales se verá reflejado en los coeficientes
k ’CT y k ’CCM de los otros dos sumandos de la
Arch ivo : A rch ivo : TOMO 1 Experiencia Internacional
CREG IEB S.A. CONSULTORÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE
ENERGÍA Y DEFINICIÓN DE CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN DE PLANES DE
REDUCCIÓN Y/O MANTENIMIENTO DE PÉRDIDAS___________________ Página
16 de 25
ecuación por lo que se modificará el beneficio o penalización
total. Dependerá pues, del balance entre pérdidas evitadas en el
transporte y pérdidas ocasionadas o evitadas en la red de
distribución, el que la presencia de generación en régimen especial
se convierta en un beneficio o no.
Algunas de las ventajas que algunos asignan al actual sistema
son:
Se incentiva a que las distribuidoras disminuyan las pérdidas de su
red ya que se les reconoce en la liquidación la compra de las
pérdidas estándares en su red pero la distribuidora paga las
pérdidas reales.
Permite que la distribuidora se pueda beneficiar por la presencia
de generadores en régimen especial en su red.
Por otra parte, el actual sistema posee ciertas críticas de algunos
analistas:
No envía ninguna señal para que los generadores y las demandas se
ubiquen en puntos de la red donde ocasiones menos pérdidas. A los
generadores, en régimen ordinario o en régimen especial se les paga
por toda su energía generada.
Los clientes cualificados o a tarifa no reciben ninguna
penalización por ubicarse en sitios donde provoquen demasiadas
pérdidas. Esto es debido a que todos los clientes pagan pérdidas
estándares las cuales están indexadas a su tarifa de acceso o
tarifa íntegra.
La utilización de coeficientes de pérdidas estándares no tiene en
cuenta la caracterización objetiva y geográfica de la red.
Se introduce una distorsión al repartir discriminatoriamente las
pérdidas del transporte ya que los CCA pagan pérdidas estándares
mientras las distribuidoras se reparten las pérdidas
sobrantes.
No existe ninguna señal para que el transportista disminuya las
pérdidas.
En conclusión, las distribuidoras se benefician de la diferencia
entre las pérdidas reales y las pérdidas estándares de todos los
clientes, cualificados o a tarifa, conectados a su red. Por lo
tanto, existe incentivo para las distribuidoras a disminuir las
pérdidas en su red.
En la asignación de pérdidas en el transporte hay una distorsión
debido a que a las distribuidoras se les asignan en el pool las
pérdidas una vez descontadas las pérdidas estándares de los
clientes cualificados conectados a la red de transporte. Nadie
tiene incentivos a reducir dichas pérdidas y las distribuidoras se
ven afectadas por algo que no pueden controlar.
La presencia de generadores en régimen especial conectados en las
redes de distribución puede ocasionar en principio un beneficio a
las distribuidoras por pérdidas evitadas en la red de transporte.
Sin embargo, esta generación podría aumentar o disminuir las
pérdidas en la propia red de distribución por lo que el balance
final para la distribuidora puede ser positivo o negativo.
Arch ivo : A rch ivo : TOMO 1 Experiencia Internacional
CREG IEB S.A. CONSULTORÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE
ENERGÍA Y DEFINICIÓN DE CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN DE PLANES DE
REDUCCIÓN Y/O MANTENIMIENTO DE PÉRDIDAS___________________ Página
17 de 25
Los generadores en régimen ordinario cobran por toda su energía
generada y no participan de las pérdidas. Por esto se dice que no
existe ningún incentivo a que los nuevos generadores se sitúen en
sitios de la red que ayuden a la disminución de pérdidas del
transporte. Los generadores en régimen especial conectados a la red
de distribución tampoco participan de las pérdidas por lo que no
reciben ninguna señal de donde ubicarse. Ningún generador, en
régimen especial o no, es penalizado por ubicarse en sitios donde
produzcan más pérdidas.
El transportista tampoco tiene ningún incentivo para disminuir las
pérdidas del transporte ya que todo el dinero que recibe el pool va
a parar a los generadores. Debido a que a los clientes finales se
les asignan unas pérdidas estándares, no existe ningún incentivo
para que se sitúen en puntos de la red en los cuales ocasionen
menos pérdidas.
En enero de 2007, El Ministerio de Industria, Turismo y Comercio
envió para su informe a la Comisión Nacional de Energía (CNE) el
borrador el Real Decreto por el que se regula la actividad de
distribución de energía eléctrica.
En la actualidad, la retribución de la distribución de energía
eléctrica depende, como ya se ha mencionado, de un régimen
provisional creado en 1998, que ha permanecido inalterable desde
aquella fecha. En este régimen la retribución de la distribución se
actualiza según una fórmula que tiene en cuenta la subida del IRC y
los incrementos del mercado. Dicho sistema no aportaba incentivos a
las empresas a la hora de invertir en la mejora de su
infraestructura.
La excesiva prolongación de un período que estaba considerado
provisional y, sobre todo, la ausencia de estímulos que animaran a
las empresas a invertir en la mejora de sus instalaciones, han sido
las razones principales de la elaboración de la nueva normativa,
cuya principal novedad es la de introducir incentivos para las
empresas en función de la calidad del suministro y de la reducción
de pérdidas.
Menciona este borrador, entre otros asuntos, los siguientes:
Los distribuidores estarán obligados a aportar información por
medios telemáticos o cualquier otro medio que consideren oportuno
para permitir la adecuada supervisión y control de su actividad por
parte de las autoridades regulatorias.
El incentivo a la calidad del servicio será asociado con el grado
de cumplimiento durante el año anterior de los objetivos para los
índices de calidad de servicio. A estos efectos, se considerarán
índices de calidad del año anterior los que correspondan a los doce
meses anteriores al 30 de junio del año anterior. Dicho incentivo a
la calidad será una función lineal acotada de la diferencia entre
los índices de calidad que se calculen para cada distribuidor y los
respectivos valores objetivos.
El incentivo a la reducción de pérdidas se calculará como la
diferencia entre el valor de las pérdidas reales atribulóles a cada
distribuidor y el valor de pérdidas objetivo de dicho distribuidor,
valorada al precio medio de adquisición de la energía eléctrica en
el mercado de producción.
Arch ivo : A rch ivo : TOMO 1 Experiencia Internacional
CREG IEB S.A. CONSULTORÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE
ENERGÍA Y DEFINICIÓN DE CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN DE PLANES DE
REDUCCIÓN Y/O MANTENIMIENTO DE PÉRDIDAS___________________ Página
18 de 25
La lista de distribuidores actualizada (Ver [33])
Estadísticas del sector para el año 2005 (Ver [34])
11. REINO UNIDO
Existen 14 operadores de redes de distribución licenciados (DNO por
sus siglas en inglés) cada uno responsable por un área de
distribución de servicios. Los 14 operadores de redes de
distribución son propiedad de siete grupos diferentes. Hay también
operadores de redes independientes que poseen y operan redes más
pequeñas embebidas en las redes de los DNO.
Los consumidores domésticos y la mayoría de consumidores
comerciales compran a su electricidad a proveedores que pagan a los
DNO por transportar la electricidad a través de sus redes a sus
clientes. Los proveedores transfieren estos costos a los
consumidores. El costo de distribución es de alrededor el 20% de la
factura eléctrica.
OFGEM administra un régimen control de precios que asegura que
distribuidores eficientes pueden ganar un retorno justo luego de
los costos de capital y operación mientras limitan los valores que
pueden cobrársele a los consumidores. Los cargos de distribución
son generalmente dados para periodos de cinco años y los actuales
cargos tienen fecha del 1 de abril de 2005 a 31 de marzo de
2010.
Más información sobre aspectos regulatorios (Ver [35])
Pérdidas desagregadas por Operador de red y en los diferentes
periodos regulatorios (Ver [36])
Los DNO tienen los incentivos para un manejo eficiente de pérdidas
siendo remunerados por la reducción de pérdidas y penalizados por
el incremento de las mismas, relativo a un nivel objetivo. El nivel
objetivo es fijado por un periodo de cinco años y cada unidad de
pérdidas eléctricas está tasada en 4.8 p/kWh.
Más detalles de este mecanismo (Ver [37])
12. SUDAFRICA
La generación se encuentra parcialmente privatizada, la compañía
estatal Eskom controla el 91% de la capacidad de generación,
seguida por compañías municipales con 6% y generadores privados con
el 3% que participan en el mercado mediante acuerdos PPA con Eskom
y los municipios.
La transmisión es propiedad de Eskom, no se tiene aun un régimen
regulatorio par la distribución.
Los usuarios con un consumo mayor de 100 GWh/y en promedio durante
los últimos tres años tienen la posibilidad de negociar
directamente su energía en el mercado. La tarifa de los otros
usuarios es regulada por los municipios, basados en la guía
publicada por el organismo regulador nacional.
Arch ivo : A rch ivo : TOMO 1 Experiencia Internacional
CREG IEB S.A. CONSULTORÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE
ENERGÍA Y DEFINICIÓN DE CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN DE PLANES DE
REDUCCIÓN Y/O MANTENIMIENTO DE PÉRDIDAS___________________ Página
19 de 25
Respecto a las perdidas, el costo de estas es recuperado como
función de (a) el factor de perdidas apropiado para el nivel de
tensión relevante y (b) el costo de las compras de energía del
distribuidor en u periodo determinado de tiempo
El cargo para las pérdidas totales es el siguiente:
Cargo = X(energía entregada t x (factor de perdidas en distribución
x factor de perdidas en transmisión - 1) x Pt
donde
t = periodo de tiempo
Pt = compras de energía
Para conocer más sobre la aplicación de los factores de perdidas,
puede consultarse la guía para el manejo de tarifas (Ver
[38])
13. AUSTRALIA
La generación está parcialmente privatizada. La electricidad en
Australia viene de 49 GW de capacidad, de los cuales el 59% es a
carbón, 16% hidroeléctrica y 21% a gas, la generación es altamente
dependiente de las plantas a carbón de las cuales se dio el 77% de
la producción en el 2004, aunque la participación del gas aumenta
especialmente en los estados del sur y el oeste. El dominio de la
generación continua concentrado y barreras a la entrada
persisten.
El Mercado Nacional de electricidad (MEM), es un mercado pool
obligatorio operado por la compañía nacional de manejo del mercado
de la electricidad (NEMMCO) y se rodea de 60 entidades de todo el
país.
La transmisión y la distribución son actividades parcialmente
privatizadas. La red interconectada servida por el MEM es operada
por 8 transmisores, en los cuales hay compañías privadas y
públicas, bajo un régimen de TPA.
13 distribuidores, privados y públicos, bajo diferentes regímenes
de TPA, cada estado y territorio tienen de hecho su propio
regulador independiente, los cuales fijan precios y estándares de
servicio. De cualquier modo un organismo regulador central se hará
cargo de agrupar estas labores dispersa para el año 2008
La comercialización se encuentra parcialmente privatizada, la
competencia al detai ha sido introducida desde el año 2003.
Información sobre los índices de pérdidas (Ver [39])
Finalmente anexamos un cuadro comparativo de la información
reportada y la comparación de los valores actualizado al año 2006 y
los datos de la agencia internacional de energía actualizados al
2004.
Arch ivo : A rch ivo : TOMO 1 Experiencia Internacional
CREG_________________________________________________________________________________________________
IEB S.A. CONSULTORÍA PARA LA DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE
ENERGÍA Y DEFINICIÓN DE CRITERIOS PARA LA EVALUACIÓN DE PLANES DE
REDUCCIÓN Y/O MANTENIMIENTO DE PÉRDIDAS___________________ Página
20 de 25
REFERENCIAS
[9] www.conelec.gov.ec/
[12] www.epe.gov.br/_layouts/images/pdf16.gif
[13]
www.abce.locaweb.com.br/downloads/setoreletricobrasil_26set07.pdf
[14] www.abradee.org.br/bd_dados.asp
[15]
(www3.aneel.gov.br/netacgi/coba¡a.exe?S1=Decreto&S2='31+12+2002'&S3=&S4=4
562&S5=&l=20&SECT1=IMAGE&SECT4=e&SECT6=HITOFF&SECT3=PLURON&SECT2
=THESON&SECT5=BIBL04&S6=legislacao&d=BIBL&p=1&u=http://www.aneel.gov.br/bibli
oteca/pesqu¡sadig¡t.cfm&r=1&f=G
[16] www.aneel.gov.br/cedoc/res2003003cnpe.pdf
[17] www.aneel.gov.br/cedoc/bren2005166.pdf
[19]
www.aneel.gov.br/arquivos/PDF/NT0262003SRDANEEL_11112003_METODGLOGI
A_ESD.pdf
[20] www.aneel.gov.br/arquivos/PDF/NT0035-2007SRDANEEL.pdf
[21]
www.aneel.gov.br/arquivos/PDF/Anexo_NT0035-2007SRDANEEL.pdf
[22] http://www.aneel.gov.br/cedoc/ren2006234.pdf
[25]
www.superele.gov.bo/¡ndex.php?opt¡on=com_docman&task=doc_download&gid=22
8<emid=31
[26]
www.superele.gov.bo/index.php?option=comcontent&task=view&id=100<emid=77
[27] www.cndc.bo/agentes/distribucion.php