Pérdidas Técnicas y no Técnicas en la Distribución · 2019. 9. 2. · Marginal de Corto Plazo,...
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Ing. Luis Rodriguez Departamento de Eficiencia y
Ahorro de EnergiaMinisterio de Industria y Comercio
de la Republica Dominicana
November 29 – December 1, 2010Santo Domingo, Dominican Republic
Pérdidas T écnicas y no T écnicasen la Distribución
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En1999 Se Inicia El Proceso De Reforma Del Sector Energ ético
El sector privado invierte US$ 2000 millones
La capacidad instalada supera la demanda
EVOLUCION DEL SECTOR ENERGETICO
DE REPUBLICA DOMINICANA
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•A partir del Año 2001 en la estructura energética de la Republica Dominicana se realizaron serios cambios, en especial en el sector de la electricidad. •El gobierno estableció la Comisión Nacional de Energía (CNE) para el desarrollo de la política del sector energético.•Se estableció un ente regulador del sector, la Superintendencia de Electricidad.
EVOLUCION DEL SECTOR ENERGETICO
DE REPUBLICA DOMINICANA
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ORGANIZACIÓN DEL SECTORELÉCTRICO
ORGANISMOS RECTORES
•SUPER INTENDENCIA DE ELECTRICIDAD - PROTECON
•COMISION NACIONAL DE ENERGIA
•ORGANISMO COORDINADOR
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ORGANIZACIÓN DEL SECTOREL ÉCTRICO
*
GENERACION
ORGANISMO COORDINADOR SENI
SUPERINTENDENCIA DE ELECTRICIDAD
COMISION NACIONAL DE ENERGIA
EMPRESAS PRIVADAS
GENERACION HIDROELECTRICA
CD CDEEE: IPP’S EEE
TRANSMISION
ETED
DISTRIBUCION
EDENORTE
EDESUR
EDEESTE
USUARIOS
REGULADOS
NO REGULADOS
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ORGANIZACIÓN DEL SECTORELÉCTRICO
EMPRESAS GENERADORAS
•CORPORACION DOMINICANA DE EMPRESAS ELECTRICAS ESTATALES•EGE HAINA•ITABO•AES•SEABORD•PRODUCTORES INDEPENDIENTES
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ORGANIZACIÓN DEL SECTORELÉCTRICO
GENERACION
•Capacidad Instalada 3,024,10 MW•El grado de electrificación de la República Dominicana es del 92%•El 92% del suministro eléctrico de la República Dominicana se encuentra interconectado al SENI (Sistema Eléctrico Nacional Interconectado)•Un 8% de los suministros corresponden a Sistemas Aislados
CAPACIDAD INSTALADA SENI 2010 3,024,10 MW
42 94
300
116,3
100,130 260
545,2
194,5
236
76,9319
1,9523,2
185
AES ANDRÉS CEPP DPP GPLV HAINA
ITABO LAESA 1 MAXON METALDOM MONTE RÍO
SEABOARD CESPM SAN FELIPE EGEHID CDEEE
ENERGIA GENERADA SEGUN TECNOLOGIA 2010*
Motores diesel; 3.072,00; 33%
Turbinas a vapor; 1.777,50; 19%
Turbinas a gas; 911,30; 10%
Ciclo combinado; 2.499,20; 27%
Hidráulica; 993,60; 17%
Ciclo combinado Turbinas a gas Turbinas a vapor Motores diesel Hidráulica
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Capacidad Instalada por Tipo de Combustible a Dic-08
EmpresaCapacidad
Instalada-MwParticipació
n-(%
Fuel Oil No. 6 1.153,7 36,7%
Fuel Oil No. 2 466,4 14,8%
Fuel Oil No. 2 y No. 6 185,0 5,9%
Carbón 313,6 10,0%
Gas Natural 555,0 17,6%
Hidroeléctrica 472,3 15,0%
Total Instalado por Tipo Combustible 3,024,10 100,0%
Fuente: Informes de Operaciones Organismo Coordinad or
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Participación Capacidad Instalada-Mw Por Combustible - Dic 2008
Fuel Oil No. 215%
Hidroeléctrica15%
Fuel Oil No. 2 y No. 6
5%
Carbón10%
Gas Natural18%
Fuel Oil No. 636%
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EVOLUCION ENERGIA GENERADA
500
600
700
800
900
1,000
1,100
1,200
MESES
EN
ER
GÍA
(G
Wh)
2000 2005 2006 2007 2008 2009
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TRANSMISION DE LA ELETRICIDAD
La Actividad de Transmisión Esta a Cargo de la Empresa de Transmisión Eléctrica (Eted).
•6 líneas a 138 KV Km.•Se encuentra en construcción la línea a 345 KV que tendrá una extensión de 140 Km., de los cuales 80 Km. son ya (2008) infraestructura construida. •El sistema cuenta con 200 subestaciones de transformación
Infraestructura del sistema de transmisión
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TRANSMISION DE LA ELETRICIDAD
La dotación es alrededor de 3,200 habitantes por Km. de línea de transmisión, lo que es bajo en relación a los estándares internacionales (CDEEE/ETED, Plan de Expansión 2006-2012).
Infraestructura del Sistema de Transmisión
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TRANSMISION DE LA ELETRICIDAD
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TRANSMISION DE LA ELETRICIDAD
EVOLUCION INSTALACIONES DE ETED
0
1799
14611560
26.8120
2183
1186
2305
97.2
0
500
1000
1500
2000
2500
Km líneas 345 kV Km líneas 138 kV Km líneas 69 kV MVA Transf. MVARS
2000
2009
`
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PEAGE
En el sistema interconectado nacional los precios por el uso de instalaciones de transmisión y transformación son regulados, y fijados por La Superintendencia. A estos fines, la Ley estableceque la suma total recaudada por concepto de peaje de transmisión deberá cubrir el costo total de largo plazo del sistema de transmisión, el cual estará constituido por la anualidad de la inversión, más los costos de operación y mantenimiento de instalaciones eficientemente dimensionadas.La anualidad de la inversión será calculada por La Superintendencia sobre la base del valor nuevo de reemplazo de las instalaciones considerando la tasa de costo de oportunidad del capital definida en esta ley
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EMPRESAS DISTRIBUIDORAS
•EDEESTE •EDESUR•EDENORTE•CEPM
•REGULADOS•NO REGULADOS
CLINTES
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DISTRIBUCION DE LA ENERGIA ELECTRICA
Para agosto 2008, la totalidad de clientes formalizados 1.2 millones. Otra fuente, establece en 2.44 millones el número de viviendas conectadas a la red eléctrica el 93% del total de viviendas existentes de las cuales:
•El 33.2% posee contador eléctrico. •El 19.4% tiene una tarifa fija. •El 47.4% no posee contador.
Infraestructura de Distribución
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DISTRIBUCION DE LA ENERGIA ELECTRICA
Esta condición del mercado explica en mayor medida los altos niveles de pérdidas no técnicas registradas (Comité de Monitoreo del Sector Eléctrico, 2007; ENIGH 2007).
Infraestructura de distribución
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MERCADO ELECTRICO DOMINICANO
EL MERCADO DE CONTRATOSEs aquel que abarca la compra y venta de electricidad sobre la base de precios libremente pactados por las partes.
MERCADO SPOTEs el mercado de transacciones de compra y venta de electricidad de corto plazo no basado en contratos a término, cuyas transacciones económicas se realizan al Costo Marginal de Corto Plazo de Energía y al Costo Marginal de Potencia.
El precio spot es calculado cada hora en base al Costo Marginal de Corto Plazo, el cual es definido por el costo variable de producción de la última unidad de generación que fue despachada para atender 1 kWh adicional. Si el sistema está en racionamiento, el costo marginal es fijado por la Superintendencia como el costo de la energía no servida.
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Los precios de la electricidad a los usuarios finales serán en general libres, cuando las transacciones se efectúen en condiciones de competencia.
Las tarifas aplicables a los usuarios regulados estarán sujetas a regulación dentro de las zonas de concesión de las empresas distribuidoras.
Estos clientes serán considerados clientes de servicio público, y las tarifas serán fijadas por resolución de La Superintendencia.
SISTEMA DE PRECIOS DE LA ELECTRICIDAD
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COSTO MARGINAL DE GENERACION SISTEMA PRICIPAL 2008
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
MES
RD
$
RD$/MWh
RD$/MWh 4306,61 4785,42 4902,36 5378,68 5579,32 6317 7031,65 7503,6 6483,84 6280,57 4724,94 2982,69
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
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Tarifa Concepto Tarifa
may-10
BTS1
Cargos Fijos para Tarifa
BTS1
Menores o iguales a 50
kWh 15,22
> a 50 kWh < o iguales a
75 kWh 35,85
> a 75 kWh < o iguales a
100 kWh 54,99
> a 100 kWh < o iguales a
125 kWh 74,04
> a 125 kWh < o iguales a
150 kWh 93,06
> a 150 kWh < o iguales a
175 kWh 112,11
> a 175 kWh 120,59
0-75 kwh 3,70
76-200 kwh 3,70
201-300 kwh 5,81
301-400 kwh 9,06
401-500 kwh 9,06
501-600 kwh 9,06
601-700 kwh 9,06
701 - 1000 kwh 9,26
> 1000 kWh 9,26
BTS
2
Cargo
Fijo 114,84
0-75 kwh 4,98
76-200
kwh 4,98
201-300
kwh 7,19
301-400
kwh 9,42
401-500
kwh 9,42
501-600
kwh 9,42
601-700
kwh 9,42
701 - 1000
kwh 9,42
> 1000
kWh 9,62
MTD1
Cargo Fijo 198,16
Energía 6,51
Potencia
Máxima 405,39
MTD2
Cargo Fijo 187,21
Energía 6,15
Potencia
Máxima 283,95
MTH
Cargo Fijo 137,07
Energía 6,05
Potencia Máxima fuera
de punta 81,19
Potencia Máxima en
horas de punta 821,87
ELEMENTOS DE LA FACTURA ELECTRICA
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SIE-78-2005 SIE-82-2005 SIE-44-2009 SIE-47-2009 SIE-48-2009 SIE-85-2009
Tarifa ConceptoTarifa Tarifa Tarifa Tarifa Tarifa Tarifa Tarifa
oct-05 nov-05 jun-09 jul-09 ago-09 sep-09 may-10
BTS1 701 - 1000 kwh 7,46 7,89 8,76 9,26 9,26 9,26 9,26
BTS2 701 - 1000 kwh 7,75 8,20 8,91 9,42 9,42 9,42 9,42
0,00 0,00
BTD
Cargo Fijo 140,86 149,10 170,06 179,75 179,75 179,75 179,75
Energía 4,81 5,10 5,81 6,14 6,14 6,14 6,14
Potencia Máxima 649,77 687,78 784,44 829,15 829,15 829,15 829,15
BTH
Cargo Fijo 107,41 113,70 129,68 137,07 137,07 137,07 137,07
Energía 4,74 5,02 5,72 6,05 6,05 6,05 6,05
Potencia Máxima fuera de punta 165,60 175,29 199,93 211,33 211,33 211,33 211,33
Potencia Máxima en horas de punta923,50 977,53 1114,91 1178,46 1178,46 1178,46 1178,46
MTD1
Cargo Fijo 163,05 172,59 187,47 198,16 198,16 198,16 198,16
Energía 5,10 5,40 6,16 6,51 6,51 6,51 6,51
Potencia Máxima 317,68 336,27 383,53 405,39 405,39 405,39 405,39
MTD2
Cargo Fijo 163,05 163,05 177,11 187,21 187,21 187,21 187,21
Energía 5,10 5,10 5,82 6,15 6,15 6,15 6,15
Potencia Máxima 235,53 235,53 268,64 283,95 283,95 283,95 283,95
MTH
Cargo Fijo 107,41 113,70 129,68 137,07 137,07 137,07 137,07
Energía 4,74 5,02 5,72 6,05 6,05 6,05 6,05
Potencia Máxima fuera de punta 63,62 67,34 76,81 81,19 81,19 81,19 81,19
Potencia Máxima en horas de punta644,05 681,73 777,55 821,87 821,87 821,87 821,87
EVOLUCION CARGOS TARIFARIOS APLICADOS
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Country
CANTIDAD DE CLIENTES EDE´S
0,00
200.000,00
400.000,00
600.000,00
800.000,00
1.000.000,00
1.200.000,00
1.400.000,00
AÑO
NU
ME
RO
DE
CLI
EN
TE
S
Residencial Comercial Industrial Gobierno Ayuntamiento
Residencial 838.944,00 808.381,00 978.807,00 1.094.814,0 1.207.419,0 1.256.856,0
Comercial 73.137,00 78.952,00 87.389,00 93.930,00 101.544,00 103.774,00
Industrial 9.488,00 9.006,00 11.217,00 12.451,00 11.299,00 11.533,00
Gobierno 6.470,00 5.284,00 6.951,00 7.792,00 8.408,00 8.882,00
Ayuntamiento 897,00 723,00 1.238,00 1.885,00 2.560,00 2.718,00
2004 2005 2006 2007 2008 2009
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Country
CANTIDAD DE CLIENTES EDEESTE
0,00
100.000,00
200.000,00
300.000,00
400.000,00
AÑO
NU
ME
RO
DE
CLI
EN
TE
S
Residencial Comercial Industrial Gobierno Ayuntamiento
Residencial 276.527,00 286.144,00 280.472,00 259.478,00 302.587,00 302.613,00
Comercial 35.487,00 40.657,00 38.830,00 36.164,00 39.683,00 38.716,00
Industrial 2.790,00 2.573,00 2.594,00 3.003,00 3.207,00 3.338,00
Gobierno 1.694,00 1.729,00 1.898,00 1.951,00 2.100,00 2.196,00
Ayuntamiento 0,00 0,00 236,00 763,00 1.185,00 1.252,00
2004 2005 2006 2007 2008 2009
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Country
CANTIDAD DE CLIENTES EDESUR
0,00
100.000,00
200.000,00
300.000,00
400.000,00
AÑO
NU
ME
RO
DE
CLI
EN
TE
S
Residencial Comercial Industrial Gobierno Ayuntamiento
Residencial 253.497,00 200.056,00 226.796,00 291.624,00 335.811,00 375.855,00
Comercial 18.495,00 18.595,00 19.218,00 23.686,00 25.694,00 26.509,00
Industrial 4.147,00 4.067,00 6.183,00 6.719,00 5.400,00 5.211,00
Gobierno 2.373,00 1.852,00 2.534,00 2.991,00 3.339,00 3.326,00
Ayuntamiento 439,00 366,00 488,00 555,00 703,00 739,00
2004 2005 2006 2007 2008 2009
Speakers name Position Company
Country
CANTIDAD DE CLIENTES DE EDENORTE
0
100000
200000
300000
400000
500000
600000
700000
AÑO
NU
ME
RO
DE
CLI
EN
TE
S
Residencial Comercial Industrial Gobierno Ayuntamiento
Residencial 308920 322181 471539 543712 569021 578388
Comercial 19155 19700 29341 34080 36167 38549
Industrial 2551 2366 2440 2729 2692 2984
Gobierno 2403,0 1703,0 2519,0 2850,0 2969,0 3360,0
Ayuntamiento 458,0 357,0 514,0 567,0 672,0 727,0
2004 2005 2006 2007 2008 2009
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Country
ENERGIA FACTURADA POR LAS EDE´S GWh
0,00
500,00
1.000,00
1.500,00
2.000,00
2.500,00
3.000,00
3.500,00
AÑO
GW
h
Residencial Comercial Industrial Gobierno Ayuntamiento
Residencial 2.287,28 2.478,67 2.540,16 2.779,96 3.019,95 3.046,60
Comercial 377,69 505,55 544,51 529,53 606,32 824,00
Industrial 1.544,40 1.711,59 1.698,11 1.852,91 2.011,74 1.785,47
Gobierno 412,47 457,80 496,14 577,43 657,49 623,40
Ayuntamiento 120,38 115,64 119,34 162,93 172,69 148,69
2004 2005 2006 2007 2008 2009
Speakers name Position Company
Country
VALORES COBRADOS POR LAS EDE´S
0,00
2.000,00
4.000,00
6.000,00
8.000,00
10.000,00
12.000,00
14.000,00
16.000,00
AÑO
MM
RD
$
Residencial Comercial Industrial Gobierno Ayuntamiento
Residencial 6.053,36 7.363,63 9.156,58 11.109,57 12.241,11 14.573,54
Comercial 2.263,66 3.147,53 3.466,65 4.302,74 4.665,57 5.042,76
Industrial 10.541,83 11.105,82 12.303,88 12.447,26 14.038,12 14.584,86
Gobierno 2.133,60 3.550,75 3.626,16 4.259,04 4.275,01 4.411,87
Ayuntamiento 396,83 429,14 506,44 725,60 727,85 936,41
2004 2005 2006 2007 2008 2009
Speakers name Position Company
Country
COBROS EDEESTE
0,00
1.000,00
2.000,00
3.000,00
4.000,00
AÑO
MM
RD
$
Residencial Comercial Industrial Gobierno Ayuntamiento
Residencial 1.838,74 2.150,04 2.345,82 2.601,83 2.789,64 3.144,22
Comercial 948,37 1.520,35 1.363,52 1.697,74 1.450,67 1.480,77
Industrial 3.742,93 3.494,58 3.194,40 3.022,04 3.257,80 3.374,49
Gobierno 155,86 1.704,85 1.290,19 1.437,18 1.423,19 1.271,59
Ayuntamiento 0,00 0,00 36,14 244,04 300,03 358,08
2004 2005 2006 2007 2008 2009
Speakers name Position Company
Country
COBROS EDESUR
0,00
1.000,00
2.000,00
3.000,00
4.000,00
5.000,00
6.000,00
7.000,00
8.000,00
AÑO
MM
RD
$
Residencial Comercial Industrial Gobierno Ayuntamiento
Residencial 2.669,89 3.338,11 4.206,41 5.061,96 5.592,00 6.284,68
Comercial 774,92 982,56 1.129,96 1.353,16 1.807,48 1.881,82
Industrial 4.271,12 4.866,25 5.862,67 5.781,44 6.357,43 6.906,36
Gobierno 1.243,75 1.104,87 1.375,27 1.689,74 1.795,96 1.966,48
Ayuntamiento 243,23 255,50 266,46 247,51 223,22 260,91
2004 2005 2006 2007 2008 2009
Speakers name Position Company
Country
COBROS EDENORTE
0,00
1.000,00
2.000,00
3.000,00
4.000,00
5.000,00
6.000,00
AÑO
MM
RD
$
Residencial Comercial Industrial Gobierno Ayuntamiento
Residencial 1.544,72 1.875,49 2.604,36 3.445,78 3.859,47 5.144,64
Comercial 540,37 644,62 973,18 1.251,84 1.407,42 1.680,17
Industrial 2.527,78 2.744,98 3.246,81 3.643,78 4.422,89 4.304,01
Gobierno 733,99 741,03 960,70 1.132,12 1.055,86 1.173,80
Ayuntamiento 153,60 173,64 203,85 234,05 204,61 317,42
2004 2005 2006 2007 2008 2009
Speakers name Position Company
Country
FACTURACION EDE´S
0,00
5.000,00
10.000,00
15.000,00
20.000,00
AÑO
MM
RD
$
Residencial Comercial Industrial Gobierno Ayuntamiento
Residencial 9.926,85 10.807,30 12.813,04 13.711,08 15.417,45 18.151,42
Comercial 2.839,65 3.625,93 4.322,37 4.178,16 4.712,19 5.154,48
Industrial 11.206,36 11.301,57 12.604,60 13.501,26 14.355,61 15.754,09
Gobierno 3.396,43 3.207,44 3.902,61 4.622,62 4.834,22 5.694,45
Ayuntamiento 949,04 919,63 1.076,60 1.386,02 1.289,01 1.436,31
2004 2005 2006 2007 2008 2009
Speakers name Position Company
Country
FACTURACION EDEESTE
0,00
1.000,00
2.000,00
3.000,00
4.000,00
5.000,00
AÑO
MM
RD
$
Residencial Comercial Industrial Gobierno Ayuntamiento
Residencial 2.708,16 2.796,42 3.025,47 2.595,04 2.814,78 3.944,26
Comercial 1.381,38 1.817,53 2.021,13 1.409,14 1.399,50 1.438,25
Industrial 3.885,04 3.530,54 3.195,05 3.404,50 3.303,51 3.763,68
Gobierno 1.360,82 1.135,27 1.280,52 1.522,55 1.472,32 1.809,98
Ayuntamiento 43,50 0,07 8,09 294,66 198,98 391,31
2004 2005 2006 2007 2008 2009
Speakers name Position Company
Country
FACTURACION EDESUR
0,00
2.000,00
4.000,00
6.000,00
8.000,00
10.000,00
AÑO
MM
RD
$
Residencial Comercial Industrial Gobierno Ayuntamiento
Residencial 4.471,49 4.986,09 6.125,80 6.928,46 7.826,06 8.003,15
Comercial 851,11 1.083,31 1.200,18 1.474,57 1.823,43 1.952,28
Industrial 4.644,95 4.974,96 6.212,17 6.497,39 6.663,21 7.572,00
Gobierno 1.275,14 1.319,32 1.610,10 1.924,15 2.144,66 2.495,11
Ayuntamiento 323,45 358,76 417,37 422,26 392,64 374,39
2004 2005 2006 2007 2008 2009
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Country
FACTURACION EDENORTE
0,00
1.000,00
2.000,00
3.000,00
4.000,00
5.000,00
6.000,00
7.000,00
AÑO
MM
RD
$
Residencial Comercial Industrial Gobierno Ayuntamiento
Residencial 2.747,20 3.024,80 3.661,77 4.187,58 4.776,61 6.204,02
Comercial 607,16 725,09 1.101,06 1.294,45 1.489,26 1.763,96
Industrial 2.676,36 2.796,06 3.197,38 3.599,36 4.388,90 4.418,41
Gobierno 760,46 752,85 1.011,98 1.175,91 1.217,24 1.389,36
Ayuntamiento 582,09 560,80 651,14 669,10 697,40 670,61
2004 2005 2006 2007 2008 2009
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Country
COBROS Vs. FACTURACION
0,00
2.000,00
4.000,00
6.000,00
8.000,00
10.000,00
12.000,00
14.000,00
16.000,00
18.000,00
20.000,00
AÑO
MM
RD
$
COBRADO FACTURADO PERDIDAS
COBRADO 6.053,36 7.363,63 9.156,58 11.109,57 12.241,11 14.573,54
FACTURADO 9.926,85 10.807,30 12.813,04 13.711,08 15.417,45 18.151,42
PERDIDAS 3.873,49 3.443,68 3.656,45 2.601,51 3.176,34 3.577,88
2004 2005 2006 2007 2008 2009
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Country
MONTO FACTURADO Vs. CANTIDADA DE CLIENTES BTS1
0,00
2.000.000,00
4.000.000,00
6.000.000,00
8.000.000,00
10.000.000,00
12.000.000,00
14.000.000,00
16.000.000,00
18.000.000,00
20.000.000,00
AÑO
RD
$
FACTURADO No CLIENTES PERDIDAS
FACTURADO 9.926.849,8 10.807.304, 12.813.039, 13.711.082, 15.417.447, 18.151.420,
No CLIENTES 838.944,00 808.381,00 978.807,00 1.094.814,0 1.207.419,0 1.256.856,0
PERDIDAS 3873,49 3443,68 3656,45 2601,51 3176,34 3577,88
2004 2005 2006 2007 2008 2009
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Country
CRI EDESUR
0,00
20,00
40,00
60,00
80,00
100,00
MES
CR
I%
ÑO 2008 AÑO 2009 AÑO 2010
ÑO 2008 67,67 62,34 67,90 63,39 59,71 66,06 66,16 65,83 68,83 74,48 65,37 71,57
AÑO 2009 65,32 64,28 72,91 65,9 68,74 63,66 66,7 62,57 68,02 71,16 76,43 72,3
AÑO 2010 69,18 68,07 73,17
enero febrero marzo abril mayo junio julio agostoseptiem
breoctubre
noviembre
diciembre
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EVOLUCIOM FACTURA BTS1
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
AÑO/MES
RD
$
BTS1
BTS1 5,35 5,78 6,25 6,76 7,31 7,90 7,90 7,46 7,89 8,57 8,76 9,26
ene-04
feb-04mar-04
abr-04may-
04jun-04 dic-04
ene-05
nov-05
ene-06
jun-09 jul-09
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MONTO FACTURADO Vs. EL CRECIMINETO DEL VALOR DE LA FACTURA BTS1
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
30,0
AÑO
MM
RD
4
VALOR FACTURA FACTURADO/1000
FACTURADO/1000 9,93 10,81 12,81 13,71 15,42 18,15
VALOR FACTURA 6,8 7,7 8,6 8,6 8,6 9,3
1 2 3 4 5 6
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EVULUCION DEL INDICADOR PORCENTUAL ENERO 2010 EDEESTES
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FUUENTE: EDENORTE
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Las Pérdidas Registradas de Energía en las Empresas Distribuidoras en la Republica Dominicana, son millonarias, por lo que los esfuerzos que se hagan para reducirlas son igualmente costosos.
Nuestro país cuenta con leyes que le han permitido controlar parte del problema de hurto de energía, penalizando las infracciones, en otro caso otorgando subsidios en áreas con escasos recursos económicos; no resultando estas soluciones suficientes para hacer eficiente el sistema.
Análisis de pérdidas de energía en el sector de distribución eléctrica
IDENTIFICAR LAS ESTRATEGIAS PARA REDUCIR ESTAS PÉRDIDAS
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El Programa Nacional de Apoyo a la Eliminación del Fraude Eléctrico (PAEF), fue creado el 19 de septiembre del año 2002, mediante el decreto No. 748-02, emitido por el Poder Ejecutivo. Bajo el marco jurídico contenido en los artículos 124 y 125 de la ley general de la electricidad la cual contempla sanciones penales por la comisión de fraudes eléctricos.
EL PROGRAMA NACIONAL DE APOYO A LA ELIMINACIÓN DEL FRAUDE ELÉCTRICO (PAEF)
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•Sistema del Sistema de Distribución, su Estructura. •Sistemas de Medición utilizados. •Leyes o reglamentaciones gubernamentales. •Condiciones económicas del área del proyecto•Tecnología y procedimientos utilizados para •Lectura y Facturación. •Cuantificar las pérdidas, estratificarlas y clasificarlas. •Presupuesto destinado al programa.
ESTRATEGIAS PARA REDUCIR PÉRDIDAS
Análisis para elaborar una Estrategia de Reducción de Perdidas
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PÉRDIDAS TÉCNICAS
Ocurren como producto de la operación normal del sistema Tienen que ver con la estructura de la red y los elementos de transmisión, transformación y distribución así como con el sistema de medición de energía utilizado:
• Transformadores de las Sub estaciones,• Líneas de transmisión, Sub transmisión, distribución y aun en
el cable de acometida del cliente final, • Transformadores de Potencia a nivel de distribución, • Medidores, • Instrumentos transformadores de medición, ya sea de
corriente o de voltaje.
CLASIFICACIÓN DE LAS P ÉRDIDAS SEGÚN SU ORIGEN
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Pérdidas No T écnicas
Derivaciones de carga: Líneas directas o intercaladas.
Alteraciones de los Medidores: engranajes, registros, bobinas, software alterados o cambiados.
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Pérdidas No T écnicasALTERACIONES DE LECTURAS:
Retroceso de registros de medidores, Arreglos con Lectores o personal de facturación,desconexión de señales de los medidores.
ALTERACIONES DE INSTRUMENTOS DEL SISTEMA DE MEDICIÓN INDIRECTA:
tableros de prueba, transformadores de corriente, transformadores de potencial; para estos últimos cambiando la etiqueta de la relación o alterándolos físicamente.
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Pérdidas No T écnicasCONSUMIDORES ILEGALESSon usuarios que no poseen contrato formal con la Distribuidora, conectados por sus propios medios a la red de distribución, utilizando la energía de forma ilegal.
No solo se da en los barrios de escasos recursos, se encuentra también en las construcciones, en edificaciones recién adquiridas o en clientes que han sido cortados por morosidad y están en un proceso de retiro sin medidor.
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IDENTIFICAR LAS ESTRATEGIAS PARA REDUCIR ESTAS P ÉRDIDAS
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IDENTIFICAR LAS ESTRATEGIAS PARA REDUCIR ESTAS PÉRDIDAS
Antecedentes.• Las pérdidas en la distribución eléctrica en la República
Dominicana han sido históricamente elevadas y se han incrementado aun más en los últimos años. Estas perdidas se encuentran muy por encima del promedio de 13,5% para América Latina y el Caribe.
• Para ilustración del problema basta con observar que las Pérdidas Comerciales se han cuantificado para el mes de noviembre del 2008, en promedio para las Empresas Distribuidoras en un 25.88%, experimentando un aumento de 1.10% con respecto al 24.78% fijado como meta para dicho mes.
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IDENTIFICAR LAS ESTRATEGIAS PARA REDUCIR ESTAS PÉRDIDAS
Características de la Zona y Población Afectada
La población de la Republica Dominicana esta conformada por 9,226,449 habitantes, de los cuales 4,204,846 habitantes son económicamente activos, y conforman un amplio abanico de ocupaciones, dentro del que se encuentra una porción muy importante de habitantes que pertenecen al grupo de trabajadores informales.
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IDENTIFICAR LAS ESTRATEGIAS PARA REDUCIR ESTAS PÉRDIDAS
Características de la Zona y Población Afectada.
Según cifras provenientes de la Unidad de Información Social (UIS) del Secretariado Técnico de la Presidencia, en la República Dominicana, la economía informal tiene mucha importancia, en el año 2000, el 50.8% de las personas ocupadas operaban en el sector informal, y en el 2005, este porcentaje se elevóa 56.2%.
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IDENTIFICAR LAS ESTRATEGIAS PARA REDUCIR ESTAS PÉRDIDAS
La mayor población del Segmento Informal se encuentra en los sectores carenciados del país, donde la facturación y cobro eléctricos son muy deficientes, esto se debe a que la estructura actual de facturación no ha podido garantizar el cobro de la energía servida a estos clientes del servicio eléctrico y como resultado tenemos unas Distribuidoras deficitarias.
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IDENTIFICAR LAS ESTRATEGIAS PARA REDUCIR ESTAS PÉRDIDAS
• Como un primer paso en un programa de regularización, es contactar a los líderes de la comunidades para trabajar con ellos en el alcance de los proyectos.
• Sostener reuniones con la comunidad para educar a los residentes sobre el programa, pago de facturas, su consumo de energía y las medidas eficiencia energética que podrían adoptarse para reducir el uso de electricidad.
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IDENTIFICAR LAS ESTRATEGIAS PARA REDUCIR ESTAS PÉRDIDAS
• Censar cada uno de los hogares y los negocios en cada comunidad
• Hacer visitas puerta a puerta por agentes comunales contratados por y por personal de la empresa eléctrica a cada hogar, tanto antes como después de la regularización.
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IDENTIFICAR LAS ESTRATEGIAS PARA REDUCIR ESTAS PÉRDIDAS
Mejoramiento de la Red de Distribución• Mejorar la red de distribución y de los hogares y
sin cobro de tarifa por conexión • utilización de nuevas tecnologías y técnicas
para reducir el robo y mejorar la eficiencia energética y la fiabilidad de la red de distribución.
• Recableado de casas con un cableado de mejor tamaño y bajo norma, esto garantiza un abastecimiento seguro de energía.
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IDENTIFICAR LAS ESTRATEGIAS PARA REDUCIR ESTAS PÉRDIDAS
Medidas para Reducir el Consumo de los Clientes
• El reemplazo lámpara incandescentes, por luces fluorescentes compactas (LFC)
• El reemplazo de refrigeradores antiguos de alta potencia de consumo por modelos de alta eficiencia energética, entre los hogares más pobres.
• Los refrigeradores antiguos deben ser retirados para ser reciclados
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Desarrollar estrategias para superar los desafíos de las p érdidas técnicas
y no técnicas a nivel de la distribución: AMI Prepago
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Country
Caso de Estudio
EVOLUCION DEL MERCADO TELEFONICO MOVIL
20919142534063
3623289
4605659
5512859
72104837801858
0
1000000
2000000
3000000
4000000
5000000
6000000
7000000
8000000
9000000
2003 2004 2005 2006 2007 2008 MARZ. 09
AÑO
CA
NT
IDA
D D
E C
LIE
NT
ES
Serie1
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Country
Caso de Estudio
RELECION DENSINDAD CRECIMIENTO
66,2%
80,2%
33,9%
23,0% 21,1%
43,0%
27,1%
19,7%
30,8%
8,2%8,2%14,6%
19,3%23,4%
27,9%
39,3%
49,2%
58,1%
75,0%80,1%
0,0%
10,0%
20,0%
30,0%
40,0%
50,0%
60,0%
70,0%
80,0%
90,0%
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 mar-09
AÑO
PO
RC
EN
TA
JE
Tasa de Crecimiento Teledensidad Móvil
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Country
Caso de Estudio
RELACIO MOVILES POSTPAGO Y PREPAGO
0
1000000
2000000
3000000
4000000
5000000
6000000
7000000
8000000
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 mar-09
AÑO
CA
NT
IDA
D D
E C
LIE
NTE
S
Móviles Prepago Móviles Postpago
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Caso de EstudioAÑO 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
Líneas Móviles
Población Dominicana 8.947.515 9.081.562 9.226.449 9.353.705 9.482 .060 9.611.787 9.742.374
Análogos + Digitales 2.091.914 2.534.063 3.623.289 4.605.659 5.512. 859 7.210.483 7.801.858
Tasa de Crecimiento 23,0% 21,1% 43,0% 27,1% 19,7% 30,8% 8,2%
Teledensidad Móvil 23,4% 27,9% 39,3% 49,2% 58,1% 75,0% 80, 1%
Móviles Prepago 1.822.090 2.159.502 3.118.196 3.960.551 4.709.435 6.252.243 6.807.831
Móviles Postpago 269.824 374.561 505.093 645.108 80 3.424 958.240 994.027
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SISTEMA PREPAGO
Con esta nueva tecnología, los consumidores ven en tiempo real cuál es su gasto de energía, por lo que tienen mayor control de sus gastos. Los usuarios pueden comprar energía todas las veces que quieran, por lo que si se les acaba una carga pueden ir a comprar otra, sin importar si es fin de mes o no. Mediante los actuales avances tecnológicos en telecomunicaciones, se puede, realizar compras de energía online, y revisar en una página web algunos indicadores sobre, por ejemplo, cuánta energía se ha consumido en el último tiempo.
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VENTA ONLINE
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BENEFICIOS PARA EL USUARIO
•No hay cobros por cortes ni reconexiones.•No hay cobros por Intereses Moratorios y Compensatorios.•El usuario controla y administra su consumo.•El usuario adquiere una cultura de eficiencia en el empleo de la energía.• No hay "sorpresas" con las facturas al fin de mes.•El usuario compra energía cuando quiere y en la cantidad que quiera.
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BENEFICIOS PARA EL PROVEEDOR
• Es de fácil uso.• Para el Proveedor del servicio:• Eliminación del proceso de lectura de
medidores.• Cobro anticipado por la prestación del servicio.• Eliminación del proceso de reparto de recibos.• Eliminación del proceso de corte de servicio.• Eliminación del proceso de reconexión de
servicio.• No hay morosidad.• Recupero de Deudas.
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