Estudo de Viabilidade em Casanare

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I IDENTIFICACION DEL PROYECTO 
 
1. TEMA 
 
 
ESTUDIO DE VIABILIDAD PARA EL CONTROL Y DISMINUCION SOSTENIBLE 
DEL INDICE DE PERDIDAS TECNICAS Y NO TECNICAS EN EL SISTEMA 
ELECTRICO DE CASANARE. 
 
 
2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 
 
En el departamento de Casanere se encuentra actualmente operando y 
comercializando la energía eléctrica la Empresa de Energía de Boyaca EBSA, 
en el estudio de perdidas técnicas se encontró un índice muy superior del 31% 
comparado con otras regiones del país en donde el promedio nacional es del 
19% 
 
Preocupante por el conocimiento de la problemática presentada en el índice de 
perdidas técnicas y no técnicas en el sector eléctrico de Casanare la cual 
perjudica notablemente en la optimización del sistema con consecuencia en el 
recaudo. La empresa ENERCA S.A E.S.P. operadora y comercializadora del 
sistema a partir de Noviembre de 2007 esta interesada en realizar mediante 
contrato el proceso de control y disminución sostenible del índice de pérdidas 
a un 21% en un periodo de tres años, mediante la identificación y corrección de 
las fuentes que las generan. 
 
 
3. IDENTIFICACIÓN DEL PROBLEMA 
 
En el departamento de Casanare las perdidas técnicas y no técnicas del 
sistema eléctrico se encuentran en un índice superior a las indicadas en otras 
regiones de Colombia las razones principales son: 
 
 2 
- Casanare se encuentra ubicado en la zona de Orinoquia, en donde el 
nivel ceraúnico es alto incidiendo en la eficiencia del sistema eléctrico y 
su mantenimiento. 
 
- La expansión del sistema eléctrico se realiza por medio de entidades 
como Gobernación, Municipios y en menor escala Empresa de energía de 
Boyacá, las cuales en la mayoría de los casos aumentan las perdidas 
técnicas y no técnicas al sistema 
 
- El mantenimiento a las redes eléctricas del departamento no se 
encuentran con la adecuada protección, sin labores de remodelación y sin 
una planificación de los responsables en la expansión del sistema. 
 
- No existen medidas que permitan la localización de zonas donde se 
presentan pérdidas en el sistema por motivo de robo de energía o 
alteración en las conexiones eléctricas 
 
- No existe conciencia en la comunidad de pago del servicio 
 
4. DELIMITACIÓN 
 
4.1. Temporal: 3 Años 
4.2. Espacial: Sistema eléctrico del Departamento de Casanare 
 
5. JUSTIFICACION 
 
5.1. Utilidad : 
 
Con la presente monografía se busca estudiar la viabilidad técnica y 
financiera para el contratista con respecto a la solución de la 
problemática presente en el sector eléctrico del Departamento de 
Casanare, en donde se busca la reducción de perdidas técnicas y no 
técnicas de 31% a 21%, mediante la identificación y corrección de las 
fuentes que las generan las cuales perjudican notablemente en la 
optimización del sistema con consecuencia negativas en el recaudo. 
 
5.2. Aporte: 
 
 3 
Para el análisis de estudio de viabilidad el contratista aportara dentro 
de su alternativa de solución los siguientes aspectos: 
 
• Controlar y reducir las pérdidas técnicas y no técnicas del sistema 
eléctrico de Casanare en un índice del 21% o menor en un término de 
tres años. 
 
• Permitir la localización de zonas donde se presentan pérdidas en el 
sistema por motivo de robo de energía o alteración en las conexiones 
eléctricas 
 
• Revisión y normalización de las instalaciones de los clientes (adecuar las 
instalaciones a las normas de la compañía) a fin de registrar sus 
consumos reales y la ejecución eficaz y efectiva de las acciones de 
suspensión y reconexión de los usuarios de acuerdo a las necesidades de 
la empresa. Con lo anterior se busca la ejecución de las actividades de 
campo necesarias para reducir el indicador de pérdidas e incrementar el 
recaudo 
 
• Protección y remodelación de redes en el diseño, instalación, montaje, y 
desmontaje de redes de media y baja tensión necesarias para reducir el 
indicador de pérdidas e incrementar el recaudo en los sectores que 
hacen parte de las zonas de ENERCA. 
 
• El contratista analizara la conveniencia de reducir la energía reactiva 
presente en el sistema como parte de solución para el incremento de 
recaudo. 
 
• Informar a la comunidad sobre los procedimientos, obligaciones, 
derechos y beneficios del programa de recuperación de energía. 
 
6. OBJETIVOS 
 
6.1. General 
 
Estudio de viabilidad para Controlar y Disminuir el índice de perdidas 
Técnicas y no Técnicas del 31% a 21% en el sistema Eléctrico de 
Casanare en un periodo de tres años. 
 4 
 
 
 
 
6.2. Específicos 
 
• Analizar el estado actual del sistema eléctrico de Casanare, con el 
propósito de realizar estudios de prefactibilidad de alternativas del 
proyecto control y reducción sostenible del índice de perdidas técnicas 
y no técnicas. 
 
• Identificar la alternativa más factible, analizando su viabilidad jurídica, 
técnica y financiera. 
 
• Realizar un estudio del valor aproximado esencial para instalación, 
montaje y operación del proyecto (Presupuesto indicando costo de 
suministros, equipos, mano de obra y tiempo de trabajo) de la alternativa 
viable en pro de reducir el índice de pérdidas técnicas y no técnicas del 
sistema. 
 
• Aportar aspectos técnicos relevantes para la programación de los 
procedimientos adecuados tales como socialización, normalización, 
macromedición, revisión de redes, así como la asesoria al personal 
técnico y comercial de la empresa de energía de Casanare ENERCA S.A. 
E.S.P. 
 
• Analizar Fuente de financiación, comportamiento de ingresos vs Egresos, 
costos de Administración Operación y Mantenimiento (AOM), flujo de 
caja proyectado si se realiza con recursos propios o con créditos, Tasa 
interna de retorno, valor presente neto y recuperación de la inversión 
de la alternativa seleccionada. 
 
 
 
 
 
 
 
 5 
 
 
 
II MARCO DE REFERENCIA 
 
7. ASPECTOS GENERALES DEL SISTEMA ELECTRICO DE CASANARE 
 
Casanare se encuentra ubicado en la zona de Orinoquia, en la cual el nivel 
ceraúnico es alto incidiendo en la eficiencia del sistema eléctrico y su 
mantenimiento, Es un departamento con 19 Municipios en donde el 30% del 
territorio es urbano y el 70% Rural, lo cual hace que el índice de perdidas 
técnicas y no técnicas se encuentren en un nivel elevado con respecto a las 
otras regiones considerando que la adecuada planeación de expansión de 
redes eléctricas demuestran que la recuperación de la inversión por los 
activos es muy bajo y financieramente no viables. 
 
A continuación se relaciona mapas del sistema eléctrico de Casanare y 
subestaciones eléctricas presentes en el sistema. 
 
 
 6 
Figura 1 : Sistema eléctrico de Casanare 
 
 
7.1. ANTECEDENTES DEL PROBLEMA 
 
 
La empresa de Energía de Boyacá a realizado un continuo control de perdidas 
técnicas y no técnicas del sistema eléctrico de Casanare, es así como ha 
logrado pesar de 41,87% en enero de 2005 al 31% en julio de 2007, no deja de 
ser un índice bastante elevado, si tenemos en cuenta que el índice promedio 
manejado en el sector a nivel nacional es del 19%. 
 
Lo anterior se ha logrado con una fuerte implementación de actividades 
relacionadas con Normalización de usuarios, instalación de macromedida así 
como remodelación de redes en centros urbanos y campañas de beneficios en 
estrategias comerciales con los usuarios. 
 
A nivel Nacional la CREG contrato un estudio que permitió establecer el nivel 
de perdidas óptimo a reconocer de acuerdo con las características del Sistema 
Eléctrico Colombiano. La propuesta para el tratamiento de las pérdidas 
realizada por el consultor en el sistema de transmisión regional y distribución 
local en Colombia, para incorporarlas en las fórmulas tarifarías, se desarrollo 
en dos partes: i) Estrategias para la reducción de pérdidas y ii) Propuesta de 
nivelesde pérdidas eficientes y senda de transición que permite pasar de los 
niveles existentes a los niveles que se proponen alcanzar para el próximo 
periodo tarifario. 
 
A continuación se presentará un resumen de los resultados de la propuesta. 
 
Estrategias propuestas por el consultor para la reducción de pérdidas 
 
Existen dos tipos de estrategias, una de largo plazo relacionada 
fundamentalmente con la reducción del nivel de pérdidas Técnicas, y otra de 
corto plazo que está dirigida a atacar las pérdidas No Técnicas. 
 
En el caso de las pérdidas Técnicas, el Consultor propone el rediseño del 
sistema de los Niveles de Tensión 1 y 2 a un sistema de 25 kV, el cual 
encuentra eficiente tanto para las áreas urbanas como las rurales. El sistema 
 7 
de media tensión típico de Colombia en su mayor parte corresponde a niveles 
de voltaje entre 11,4 kV y 13,8 kV. En el modelo desarrollado, el consultor 
partió de un sistema típico para determinar el nivel óptimo de voltaje entre las 
siguientes alternativas: 4.16 kV, 13.8 kV, 25 kV y 34,5 kV. Para el análisis 
consideró el costo de capital y de pérdidas (Técnicas y No Técnicas). En todos 
los casos el sistema de voltaje de 25 kV presenta un nivel menor tanto de 
pérdidas como de costos de inversión, como se observa en el cuadro siguiente: 
 
 
Tabla 1: Alternativas para reducción de índice de perdidas 
 
Lo anterior indica que para los niveles bajos de voltaje, el tamaño y el tipo de 
conductor, son las principales causas de las pérdidas Técnicas en el sistema. 
Así mismo, las pérdidas No Técnicas tienden a ser también altas en este tipo 
de sistemas dado que son más susceptibles al robo. 
 
La reconversión del sistema es un procedimiento costoso pero necesario si se 
quiere reducir el costo de capital y de pérdidas asociadas. Dicha acción puede 
incentivarse a través de señales regulatorias para que su conversión sea en el 
momento en que los activos se hayan depreciado por completo, es decir que el 
momento oportuno para mejorar el sistema de distribución, es cuando finalice 
su vida útil, dado que éste será reemplazado en cualquier caso. 
 
Dicha medida, de acuerdo con el consultor, tiene una ventaja adicional y es que 
permite la reducción de pérdidas especialmente en aquellas empresas donde los 
incentivos por reconocimiento de pérdidas no han sido efectivos 
(especialmente en las empresas del Estado). 
 
 
 
 8 
 
 
 
 
7.2. FUNDAMENTOS TEORICOS DE ESTUDIO DE INDICE DE 
PERDIDAS TECNICAS Y NO TECNICAS EN SISTEMAS 
ELECTRICOS 
 
Actividad de Comercialización de Energía Eléctrica 
Actividad consistente en la compra de energía eléctrica en el mercado 
mayorista y su venta a los usuarios finales, bien sea que esa actividad se 
desarrolle o no en forma combinada con otras actividades del sector 
eléctrico, cualquiera sea la actividad principal. 
Pérdidas Técnicas 
 
Las pérdidas técnicas representan la energía que se pierde en las redes 
eléctricas durante el proceso de transmisión y distribución, como 
consecuencia de un recalentamiento natural de los conductores que 
transportan la electricidad y, aunque se pueden reducir a través de 
mejoramiento en las redes, no se pueden eliminar totalmente, por esta razón 
la Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG – reconoce un factor de 
perdidas en la fórmula tarifaria que aplican los comercializadores de energía 
eléctrica, de acuerdo al nivel de tensión (Nivel IV: 3.53%, Nivel III: 5.06%, 
Nivel II: 7.10% y Nivel I:13 %, nuevos comercializadores). 
 
La reducción de las pérdidas técnicas reflejaría una disminución en la 
cantidad de energía que debe adquirir la empresa para satisfacer a sus 
usuarios y por lo tanto significaría un AHORRO EN LA COMPRA. 
Pérdidas No Técnicas 
 
Las pérdidas No técnicas son las ocasionadas por el hurto de electricidad y 
errores técnicos y administrativos, tales como falta de medidores, 
facturación inadecuada (facturación basada en promedios) y falta de control 
en nuevas conexiones (conexiones no autorizadas o fraudulentas). 
 
 9 
La reducción de las pérdidas No técnicas reflejaría un aumento en las ventas 
de energía ya que se empezaría a facturar una energía que sí se estaba 
consumiendo, es decir AUMENTO EN LOS INGRESOS. 
Índice de pérdidas 
 
El índice de pérdidas (IP) corresponde al porcentaje de la energía total que 
se pierde (pérdidas técnicas y pérdidas no técnicas) y se calcula así: 
 
100*
compradaEnergía
vendidaEnergíacompradaEnergía
IP
−
= 
 
 
7.3. ESTADO ACTUAL DE LAS PERDIDAS TECNICAS Y NO 
TECNICAS DEL SISTEMA ELECTRICO DE CASANARE 
 
 
El sistema de distribución de energía del Departamento de Casanare, el cual es 
operado actualmente por la Empresa de Energía de Boyacá, presenta un índice 
de perdidas acumulado del 31%, según los últimos reportes proporcionados por 
ésta empresa. 
 
 10 
 
TABLA 2: Balance e índice de perdidas en la zona de Casanare 
 
El índice de pérdidas acumulado, a pesar de presentar una tendencia a la baja 
al haber disminuido del 41,87% en enero de 2005 al 30,85% en julio de 2007, 
no deja de ser un índice bastante elevado, si tenemos en cuenta que el índice 
promedio manejado en el sector a nivel nacional es del 19%. 
 
MGW-H
MGW-H FORMATO
CALCULO
MES FACTURAC. FACTURAC. EBSA TOTAL ENERGIA OTRAS PERDIDAS INDICE %
URBANA RURAL COMERC FACTURADO ENVIADA COMERC.
Ago-06 9.018,94 767,90 859,21 10.646,05 16.226,06 1.070,55 4.509,46 29,75%
Sep-06 9.517,45 767,90 801,69 11.087,03 16.867,48 1.128,09 4.652,35 29,56%
Oct-06 9.667,62 806,08 727,75 11.201,45 18.474,44 1.129,18 6.143,81 35,42%
Nov-06 9.549,26 806,08 859,21 11.214,55 17.184,04 919,77 5.049,72 31,05%
Dic-06 10.007,89 806,08 622,42 11.436,39 18.936,35 910,92 6.589,04 36,55%
Ene-07 10.539,93 819,03 635,12 11.994,08 18.507,23 803,24 5.709,90 32,25%
Feb-07 10.570,91 819,03 642,92 12.032,87 17.103,13 833,46 4.236,81 26,04%
Mar-07 10.362,85 819,03 672,91 11.854,80 19.599,04 1.365,50 6.378,74 34,98%
Abr-07 10.375,83 817,86 619,02 11.812,71 17.684,37 958,92 4.912,74 29,37%
May-07 9.994,41 817,86 695,18 11.507,46 18.133,13 988,48 5.637,20 32,88%
Jun-07 11.268,53 817,86 613,23 12.699,63 17.559,00 948,41 3.910,97 23,55%
Jul-07 9.938,50 817,86 635,96 11.392,31 16.644,82 1.015,67 4.236,84 27,11%
ACUMULADO 120.812,13 9.682,58 8.384,63 138.879,33 212.919,10 12.072,19 61.967,58 30,85%
INDICE DE PERDIDAS ZONA CENTRO
Sep-06
 CODIGO: FT-CP-02
BALANCE E INDICE DE PERDIDAS POR ZONAS
PAGINA 1 DE 1 
 VERSION: 00
 VIGENCIA:08/06/2006
 11 
INDICE DE PÉRDIDAS - EBSA
20%
25%
30%
35%
40%
45%
Ene
-0
5
M
ar-
05
M
ay
-05
Ju
l-0
5
Sep
-0
5
Nov
-0
5
Ene
-0
6
M
ar-
06
M
ay
-06
Ju
l-0
6
Sep
-0
6
Nov
-0
6
Ene
-0
7
M
ar-
07
M
ay
-07
Ju
l-0
7
Mes 
FIGURA 2: Índice de pérdidas de EBSA de Enero 2005 a Jul de 2007 
 
 
Se estima que la composición de las pérdidas actuales corresponde a un 40% 
técnicas y a un 60% no técnicas, lo que significa que los ingresos dejados de 
percibir por no facturar la totalidad de la energía consumida por los usuarios 
excede ampliamente al costo adicional que se tiene por compra de energía, 
especialmente si se tiene en cuenta que el precio de venta de la energía es 
mucho mayor que el de compra. 
 
Esta situación nos indica que una eventual gestión en reducción del índice de 
pérdidas debería focalizarse en las pérdidas no técnicas dado su mayor 
impacto en los ingresos de la empresa, aunque esto no signifique que se vaya a 
pasar por alto el mejoramiento de las redes de distribución y/o 
reconfiguración del sistema no se vaya a considerar. 
 
El proceso de compra y venta de energía que ha llevado a cabo la EBSA en el 
último año ha presentado un comportamiento bastante negativo, ya que en 
promedio se han venido perdiendo 5.163,97MWh mensuales en Casanare. 
 
 12 
 
 
FIGURA 3: Proyección de total facturado con total de energía demandada del 
comercializador del sistema EBSA 
 
En la gráfica 3 se observa el total de energía en Mwh facturado y demandado 
en un periodo de tiempo de un año, en la cual se observa las perdidas en energía 
que asume el comercializador por perdidas técnicas y no técnicas. 
 
 
7.4. RESULTADOS ESPERADOS CON LA IMPLEMENTACION DEL 
PROYECTO 
 
 
El programa de reducción de pérdidas apunta principalmente a lograr un 
incremento en las ventas reduciendo el indicador de pérdidas a través de la 
disminución de las Pérdidas técnicas y No técnicas, es decir, se busca empezar 
a facturar energía que actualmente están consumiendo los usuarios y corregir 
las perdidas en las redes eléctricas mediante revisión, mantenimiento y 
planificación. En este orden de ideas, el incremento proyectado en las ventas y 
la reducción de las pérdidas se puede apreciar en el siguiente gráfico: 
 
 
 13 
 
FIGURA 4: Beneficios esperados programa de reducción de perdidas 
 
Se estarían recuperando en promedio 46,77 MWh cada mes, 2.924 MWh en el 
primer año, 9.700 MWh en el segundo año y 16.880 MWh en el tercer año, para 
un acumulado total de energía recuperada de 29.504 MWh al finalizar los tres 
años. 
 
En términos económicos se tendría que en el primer año un incremento en los 
ingresos de $897.639.812, en el segundo año $2.977.990.411 y en el tercer año 
$5.182.301.317, con un acumulado total de ingreso percibidos al finalizar el 
tercer año de $9.057.931.542; y quedando, al finalizar los tres años de la fase 
agresiva del programa de reducción de perdidas, con un incremento de 
$605.358.267 mensuales en los ingresos recibidos por venta de energía, al 
haber pasado de tener un índice de perdidas del 31% a 21%. 
 
III FORMULACION DEL PROYECTO 
 14 
 
8. PREFACTIBILIDAD 
8.1. IDENTIFICACION DE ALTERNATIVAS 
 
 IDENTIFICACION ALTERNATIVAS 
Alter. Descripción alternativa Nombre de alternativa 
1 Analizar la conveniencia por parte del 
contratista para realizar el control de 
perdidas técnicas y no técnicas que 
determine con la información de las redes, la 
factibilidad y viabilidad de inversión en el 
control de índice de perdidas en el sistema 
eléctrico de el departamento de Casanare, 
 
 
ESTUDIO DE VIABILIDAD 
PARA EL CONTROL Y 
DISMINUCION SOSTENIBLE 
DEL INDICE DE PERDIDAS 
TECNICAS Y NO TECNICAS 
EN EL SISTEMA ELECTRICO 
DE CASANARE 
2 Asumir las actuales perdidas técnicas y no 
técnicas por la empresa ENERCA S.A E.S.P 
del sistema eléctrico de Casanare. 
NO REALIZAR ACCIONES 
QUE CONTRARESTEN EL 
INDICE DE PERDIDAS 
TECNICAS Y NO TECNICAS 
EN EL SISTEMA ELECTRICO 
DE CASANARE 
 
TABLA 3: Identificación de Alternativas 
 
8.2 FORMULACION DE ALTERNATIVA 1 
 
8.2.1 ESTUDIO DE MERCADO. 
 
Las empresas de energía han venido desarrollando proyectos en disminución de 
perdidas técnicas y no técnicas las cuales se basan en inversionistas 
(Empresas) que estudian los sistemas y desarrollan una planeación que 
involucra: 
 
- Socialización: Busca cultura de pago mediante estrategias comerciales, 
- Normalización 
- Macromedición 
- Redes. 
En las actividades anteriores las empresas ofrecen forma de pago basado en 
recuperación en el recaudo por MW hora facturado. 
 15 
Las empresas de energía ven esta alternativa positiva, por las siguientes 
razones: 
- No existe rubro de inversión por parte de las empresas 
Comercializadoras y distribuidoras, ya que el contratista asume el costo 
de inversión. 
 
- La forma de pago al contratista se toma de un porcentaje de 
recuperación en perdidas, ejemplo si en el primer mes se recupera en 
recaudo con respecto a los mismos periodos de años anteriores, el 
contratista cobra un porcentaje del valor recuperado. 
 
- El mejoramiento de las redes se realizaría con un estudio de planeación 
en donde el contratista muestra beneficios al sistema. 
 
- Lograr la cultura de pago en las comunidades hacen ver la continuidad de 
éxito de la comercialización y la operación. 
¨El holding de elecrificadoras regionales adscritas al gobierno muestra 
utilidades por $41.000 millones y el mejoramiento de algunas electrificadoras 
como el caso de la electrificadora de Santander. Sin embargo, las pérdidas del 
sector de distribución en 2.003 siguen siendo considerables: $ 973.350 
millones, destacándose especialmente las pérdidas de Electrocaribe, 
$296.000; Elecrocosta, $230.000; Electroboyacá, $174.000, Electrificadora 
del Tolima, $28.000 y Emcali, con una pérdida cercana a $230.000 millones. 
Así mismo, en las electrificadoras del gobierno los niveles de pérdidas técnicas 
y no técnicas siguen siendo excesivamente altas y críticas en los casos de 
Dispac y Cedenar. 
Codensa y EPM reflejan utilidades por $ 360.000 millones, pero incluso 
sumando estas utilidades en conjunto siguen siendo muy inferiores a la pérdida 
del sector de distribución. En 2003, las empresas de distribución tuvieron un 
rendimiento negativo sobre el patrimonio de -6.12% y las generadoras lograron 
utilidades importantes, gracias al factor de revaluación ¨ 
Fuente: 
Por: Hugo Serrano Gómez / La República 
Lo anterior refleja en cifras las perdidas a nivel nacional en empresas 
adscritas al gobierno comparadas con empresas eficientes como CODENSA en 
donde el índice de perdidas técnicas y no técnicas son mínimas. 
 16 
8.2.2 ESTUDIO TECNICO 
 
Partiendo del estado actual que presenta la operación del sistema de 
distribución local del Departamento y con un panorama que dista ampliamente 
de una operación idónea, eficiente y fructuosa del negocio de comercialización 
de energía, la empresa ENERCA S.A E.S.P establece en la reducción del índice 
de pérdidas, el frente de batalla principal para llevar a la Empresa a un estado 
de operatividad óptimo. 
 
Por lo anterior propone el programa de reducción de pérdidas que se 
concentrará en disminuir las pérdidas No técnicas dado que a éstas 
corresponden al 60% de la energía perdida, pero sobre todo porque éstas 
tienen mayor impacto en las finanzas de la empresa con un participación del 
80,82% del total del valor que se pierde, el contratista realizara las 
inversiones necesarias para la disminución del indicador de pérdidas en el área 
de influencia de la Empresa de Energía de Casanare en 10 puntos porcentuales 
(de 31% - 21%) en un período de 3 años. 
 
OBJETIVO DEL PROGRAMA DE REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS
ENERCA S.A. E.S.P.
10%
15%
20%
25%
30%
35%
N
ov
-0
7
Ene
-0
8
M
ar
-0
8
M
ay
-0
8
Ju
l-0
8
Sep
-0
8
N
ov
-0
8
Ene
-0
9
M
ar
-0
9
M
ay
-0
9
Ju
l-0
9
Sep
-0
9
N
ov
-0
9
Ene
-1
0
M
ar
-1
0
M
ay
-1
0
Ju
l-1
0
Sep
-1
0
N
ov
-1
0
MES
IN
D
IC
E
 D
E
 P
E
R
D
ID
A
S
INDICE DE PERDIDAS PROYECTADO
INDICE DE PERDIDAS ACTUAL
 
FIGURA 5: Objetivo del programa de reducción de perdidas 
 
Para cumplir los resultados esperados en el programa de reducción de perdidas 
de la empresa ENERCA S.A E.S.P. el proponente en el aspecto técnico 
desarrollara el proceso teniendo en cuenta: 
 
 17 
▪ Información a la comunidad sobre los procedimientos, obligaciones, derechos y 
beneficios del programa de recuperación de energía. 
 
▪ Hacer las revisiones y/o reposición de los equipos de medida, adecuación o 
construcción de las acometidas con base a la norma técnica de la Empresa. 
 
▪ Diseñar, construir, suministrar materiales, mano de obra y remodelación en las 
líneas de media tensión y baja tensión, utilizando red preensamblada. 
8.2.2.1 INGENIERIA DEL PROYECTO 
 
Con el fin de cumplir con los resultados del proyecto, las actividades que 
realizaría el proponente acompañado del personal de ENERCA, serian las 
siguientes: 
A. Visita de redes 
 
Es el trabajo de campo correspondiente a la inspección del sistema de 
distribución e instalaciones de los usuariosdel servicio de energía eléctrica 
para valorar el estado en que se encuentra e identificar todos los factores que 
están incidiendo en el elevado índice de pérdidas 
B. Socialización 
 
Básicamente consiste en informar y sensibilizar a los usuarios del trabajo que 
se realizará en los distintos sectores, realizando brigadas en cada barrio. 
C. Montaje de integradores (Macromedición de energía) 
 
Es la instalación de medidores en los transformadores de distribución, con el 
propósito de efectuar el balance energético de cada circuito, y de acuerdo a la 
diferencia entre la medición que registre el macromedidor y los medidores de 
los clientes, localizar las zonas donde se presentan mayores pérdidas en el 
sistema por concepto de robo de energía y/o alteración en los medidores. 
 
D. Revisión del sistema de energía. 
 
 18 
El objeto de esta actividad es la ejecución de las actividades de campo 
necesarias para reducir el indicador de pérdidas e incrementar el recaudo. 
Para ello se procederá a la revisión y normalización de las instalaciones de los 
clientes (adecuar las instalaciones a las normas de la compañía) a fin de 
registrar sus consumos reales y la ejecución eficaz y efectiva de las acciones 
de suspensión y reconexión de los clientes de acuerdo a las necesidades de la 
empresa. 
E. Remedida. 
 
El objeto de esta actividad verificar el nivel de pérdidas final del 
transformador intervenido después de haber normalizado a los usuarios 
conectados a éste y así verificar si las acciones realizadas cumplieron su 
objetivo. 
F. Revisión, construcción y supervisión de redes. 
Esta actividad pretende desarrollar los proyectos de protección y 
remodelación de redes, que constan de diseño, instalación, montaje, y 
desmontaje de redes de media y baja tensión necesarias para reducir el índice 
de pérdidas e incrementar el recaudo. 
 
El cambio de estas redes se hará utilizando red preensamblada que tiene las 
siguientes ventajas: 
 
✓ Reduce drásticamente las fallas en la red de distribución mejorando la 
continuidad y la calidad en la prestación del servicio. 
 
✓ Minimiza las necesidades de mantenimiento, con lo que libera personal para 
otros servicios y reduce costos de movimientos. 
 
✓ Incrementa notablemente el nivel de seguridad contra accidentes eléctricos 
del personal o de terceros. 
 
✓ Reduce la tala de árboles y minimiza la frecuencia de poda, con la consiguiente 
reducción de costos y protección del medio ambiente. 
 
 19 
✓ Permite realizar tendidos (colocar redes) cercanos a otras construcciones 
civiles o eléctricas, reduciendo costos y mejorando la seguridad. 
 
Aumenta la vida útil de la línea y reduce posibilidades de acciones de terceros 
perjudiciales al servicio (fraudes). 
 
La tabla No 4 nos indica las actividades a realizar para la solución del proyecto 
 
ACTIVIDADES 
CANTIDAD 
TOTAL DE LA 
EMPRESA 
% A 
INTERVENIR 
TOTAL A 
REALIZAR 
Intervención de 
transformadores de distribución 
900 
transformadores 
37% 
330 
transforma
dores 
Instalación de macromedición a 
transformadores de distribución 
900 
transformadores 
37% 
330 
medidores 
Normalización de usuarios 61.119 usuarios 37% 
22.440 
usuarios 
Cambio de redes de baja tensión 
61.119 
acometidas 
30% 
17.952 
acometidas 
Cambio de medidores y cajas 61.119 medidores 20% 
13.464 
medidores 
y cajas 
Revisión 61.119 usuarios 26% 
15.708 
usuarios 
Corte y reconexión 61.119 usuarios 2% 
1.200 
usuarios 
 
ACTIVIDADES ADICIONALES 
Ejecución de 40 Km de red de media tensión 
Creación de 5 centros de medición móviles 
Realización de todas las actividades de lectura 
Instalación de 30 transformadores de distribución 
Socialización 
 
TABLA 4: Actividades del proyecto 
 
 20 
 
8.2.3 ESTUDIO LEGAL 
 
Las Leyes 142 y 143 de 1994 establecieron que el régimen tarifario estaría 
orientado por los criterios de eficiencia económica, neutralidad, solidaridad, 
redistribución, suficiencia financiera, simplicidad y transparencia. Teniendo en 
cuenta este mandato legal, la Comisión de Regulación de Energía introdujo en el 
esquema tarifario el reconocimiento eficiente de las pérdidas de energía eléctrica. 
 
La Resolución CREG-099 de 1997 aprobó los principios generales y la metodología 
para el establecimiento de cargos por uso de los Sistemas de Transmisión Regional 
y/o Distribución Local. Las pérdidas totales acumuladas reconocidas por nivel de 
tensión para los cargos fueron las siguientes: 
 
Nivel de Tensión I: 
1998: 15% 
1999: 14% 
2000: 13% 
2001: 12% 
2002: 14.75% 
Nivel de Tensión lI: Todo el período: 5% 
Nivel de Tensión III: Todo el período: 3% 
Nivel de Tensión IV: Todo el período: 1.5% 
 
En esta metodología no se desagrega el nivel de pérdidas reconocidas entre 
Técnicas y No Técnicas. Este factor reconoce un porcentaje de energía que es 
transportado por la red y sobre el cual no se percibirían cargos por uso, de no 
reconocerse un nivel de pérdidas. 
 
Los objetivos mas relevantes con respecto al tema de control de perdidas 
técnicas y no técnicas de la comisión de Energía y Gas CREG son: 
 
1. Reconocer que en la estructura de costos existe un nivel de pérdidas 
óptimo, teniendo en cuenta las características de la red existente. 
 
2. Reconocer la existencia de diferencias de pérdidas por efectos 
topológicos y de carga entre redes urbanas y rurales. 
 
 21 
3. Reconocer que en la estructura de costos existe un nivel de pérdidas No 
Técnicas económicamente no gestionables. 
 
4. No trasladar al usuario los costos asociados con las ineficiencias de las 
empresas. 
 
5. Establecer una senda temporal sobre el nivel de pérdidas, que permita 
dar señales de suficiencia y eficiencia a las empresas. Con base en esta senda, 
éstas pueden definir la estrategia para maximizar su rentabilidad. 
 
6. Asignar responsabilidades tanto al Distribuidor como al comercializador 
sobre la gestión y el control de las pérdidas. 
 
La metodología de la Comisión Nacional de Energía y Gas CREG aplicada al 
tema de perdidas se resume en: 
 
TECNICAS 
 
• Niveles de pérdidas técnicas eficientes a partir de las características 
típicas, por nivel de tensión para zonas urbanas y rurales. 
• Niveles de Tensión 3 y 4 se adopta el nivel promedio y no hay separación 
urbano y rural ( Nivel 4: 0,73% y Nivel 3: 2,08%). 
• Niveles de Tensión 1 y 2 las pérdidas se separan entre urbanas y rurales. El 
criterio es la distribución de población en zonas urbanas y rurales atendida 
por las empresas. 
• La reducción de pérdidas técnicas en 5 años para todos los niveles 
 
 
 
 
 
 
 
PÉRDIDAS NO TÉCNICAS 
 
• Existencia de condiciones socioculturales y económicas del país que 
hacen compleja la reducción inmediata de las pérdidas no técnicas 
totales. 
Nivel Rural Urbano Promedio
4 0,80% 0,70% 0,73%
3 2,39% 1,92% 2,08%
2 7,44% 3,45% 4,82%
1 12,80% 6,38% 8,58%
 22 
• Solo se reconocerán en el nivel de tensión 1. 
• Serán compartidas con el usuario. 
• Al distribuidor se le reconocerá el 50% de las pérdidas atribuidas a 
conexiones ilegales y el 25% del fraude. 
• Se considera un proceso de disminución gradual en 20 años en pérdidas 
No Técnicas. 
• Punto de partida: 
 
• Niveles de tensión 3 y 4, las reconocidas regulatoriamente. 
• Niveles de tensión 1 y 2: 
• A partir de las pérdidas reconocidas regulatoriamente, se 
determinaron las equivalentes para los sectores urbano y rural 
estimando un ponderador a partir de la relación existente entre 
las pérdidas eficientes rurales y urbanas. 
• 
8.2.4 ESTUDIO DE LA ORGANIZACIÓN 
 
El siguiente es un esquema de organización a nivel macro del proyecto en la cual 
el contratista trabajara con la empresa para lograr la reducción de perdidas: 
 
 
FIGURA 6: Estudio Organizacional del proyecto 
 23 
 
el personal con el que se realizarían las tareas anteriormente enunciadas seriael siguiente: 
Asesoria Comercial: incluye acompañamiento y asesoría en procesos de critica, 
compra de energía, planificación, procesos de socialización, suspensión corte y 
reconexión, normalización de la medida, entre otros. De tal forma que se 
mantenga el máximo nivel de satisfacción del cliente, en el marco de las 
políticas del buen servicio que interesan a la Empresa de Energía del Casanare 
S.A ESP. 
 Asesoria Técnica: La asesoría técnica consiste en el acompañamiento y 
seguimiento de los estudios del sistema de energía de ENERCA por medio de 
mediciones en todos los niveles, desde circuitos en S/E hasta salida de 
transformadores y usuarios finales, inspecciones de redes, Planificación de 
actividades operativas encaminadas a la disminución de perdidas, De tal forma 
que se logren obtener resultados confiables que indiquen los sectores en donde 
se presentan los mayores índices de pérdidas en el sistema; para su posterior 
intervención, ya sea con cambios en la medida o en las redes de BT 
Recaudo y Perdidas: Para disminuir las pérdidas del sistema y mejorar el 
recaudo de ENERCA se hace indispensable, informar y sensibilizar a los 
usuarios del trabajo que se realizará en los distintos sectores. Por lo tanto es 
indispensable organizar jornadas de trabajo social, eventos en los que 
participen los usuarios con el fin de acercarlos a la empresa. Además se debe 
realizar campañas de información por medios masivos de comunicación como 
son: televisión, radio y prensa con el fin de informar al resto de los ciudadanos 
que conforma el sistema 
El personal con el que se realizarían las tareas anteriormente enunciadas son 
Comercial: 3 Gestor comercial (Atención al cliente). 
Trabajo Comunitario: De 3 a 5 trabajadores comunitarias, 1 socióloga y 1 jefe 
de prensa. 
Comercial: 2 Ingeniero, 1 Tecnólogo 
Técnico: 1 Ingeniero, 1 Tecnólogo 
 24 
 
 
8.2.5 ESTUDIO POLITICO 
 
La empresa de energía de Casanare ENERCA S.A. E.S.P. es una empresa mixta 
en donde el 99.2% de las acciones corresponde a la Gobernación de Casanare, 
lo cual hace pensar que la empresa es frágil a la situación política. 
 
Lo anterior afecta notablemente al proceso continúo de la propuesta de 
control de pérdidas técnicas y no técnicas para el caso del contratista, además 
teniendo en cuenta que la ampliación del sistema eléctrico de Casanare lo 
realiza Municipios y Gobernación el tema de estándares adecuados a las 
políticas de la empresa ENERCA S.A son vulnerables. 
 
 
8.3. FORMULACION ALTERNATIVA 2 
 
8.3.1 ESTUDIO DE MERCADO. 
 
El no realizar actividades que disminuyan el índice de perdidas técnicas y no 
técnicas en sistema eléctricos trae como consecuencias altas perdidas en 
recaudo lo cual no permiten una utilidad en empresas comercializadoras y 
distribuidoras del sistema. 
 
8.3.2 ESTUDIO TECNICO Y FINANCIERO 
 
 
El no realizar una adecuada planeación del sistema eléctrico en el tema de 
expansión, mantenimiento y remodelación de las redes eléctricas, incrementan 
el índice actual de perdidas. 
 
ENERCA S.A E.S.P por ser nuevo comercializadora y distribuidor, solo son 
reconocidas perdidas técnicas y no técnicas en un valor de 13%, si 
consideramos el actual índice del 31%, presenta perdidas no reconocidas de 
18% que asume directamente la empresa. 
 
 
 25 
El panorama que se presenta para ENERCA S.A. E.S.P. estando próximo a 
asumir su compromiso como operador y comercializador de red asumiendo las 
actuales pérdidas técnicas y no técnicas del sistema eléctrico de Casanare no 
son las más alentadoras, si proyectamos un escenario con las características 
históricas proporcionadas por la Empresa de Energía de Boyacá tenemos: 
 
La demanda y ventas proyectadas para los próximos tres años presentan una 
tendencia estacional, el actual índice de pérdidas de energía (31%), el hecho de 
no atender el actual mercado No regulado de EBSA y un crecimiento bastante 
pesimista del PIB del 3% anual, 
 
Si proyectamos la demanda de los próximos tres años se obtiene.
 26 
 
 
 
FIGURA 7: Demanda Proyectada de ENERCA de Nov de 2007 a Nov de 2009 
 
DEMANDA PROYECTADA ENERCA
Nov-2007 a Dic-2009
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
18.000
20.000
A
b
r-
0
4
M
a
y
-0
4
J
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n
-0
4
J
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9
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9
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-0
9
Mes
MWh
DEMANDA ENERCA (Proyectada)
TOTAL DEMANDA CASANARE - INCLUYENDO EBSA
Y OTROS COMERCIALIZADORES (Histórico)
DEMANDA EBSA (Histórico y Proyección)
 27 
 
Se observa en la gráfica que la proyección de la demanda de ENERCA difiere 
de la proyección de demanda de EBSA en aproximadamente 1 GWh-mes, porque 
no se esta contemplando la demanda No regulada que atiende EBSA, que 
eventualmente seguiría siendo atendida por ese comercializador. 
 
En la siguiente tabla observamos las perdidas en MWh en el sistema de 
eléctrico de Casanare simulado a tres años. 
 
 
TABLA 5: Proyección índice de Perdidas en el sistema eléctrico de Casanare 
Equivalencia de pérdidas 
 
De acuerdo a la demanda estimada para los tres primeros años de operación de 
ENERCA, tenemos para el primer año una demanda promedio mensual de 
16.234,23 MWh, de los cuales se estarían perdiendo un 30,85%, es decir 
5.008,60 MWh. 
DEMANDA 
(MWh)
VENTAS 
(MWh)
PERDIDAS 
(MWH)
DEMANDA 
(MWh)
VENTAS 
(MWh)
PERDIDAS 
(MWH)
DEMANDA 
(MWh)
VENTAS 
(MWh)
PERDIDAS 
(MWH)
Nov 15.468,72 10.696,29 4.772,42 15.932,78 11.017,18 4.915,60 16.410,76 11.347,70 5.063,06
Dic 17.555,73 12.139,42 5.416,31 18.082,40 12.503,60 5.578,80 18.624,87 12.878,71 5.746,16
Ene 17.269,50 11.941,50 5.328,00 17.787,58 12.299,74 5.487,84 18.321,21 12.668,73 5.652,48
Feb 16.308,92 11.277,27 5.031,64 16.798,18 11.615,59 5.182,59 17.302,13 11.964,06 5.338,07
Mar 17.714,51 12.249,21 5.465,30 18.245,95 12.616,69 5.629,26 18.793,32 12.995,19 5.798,13
Abr 16.324,46 11.288,02 5.036,44 16.814,19 11.626,66 5.187,53 17.318,62 11.975,46 5.343,16
May 16.592,19 11.473,15 5.119,04 17.089,95 11.817,34 5.272,61 17.602,65 12.171,86 5.430,79
Jun 16.282,76 11.259,19 5.023,57 16.771,25 11.596,96 5.174,28 17.274,38 11.944,87 5.329,51
Jul 15.199,38 10.510,05 4.689,33 15.655,36 10.825,35 4.830,01 16.125,02 11.150,12 4.974,91
Ago 14.350,33 9.922,95 4.427,38 14.780,84 10.220,64 4.560,20 15.224,26 10.527,26 4.697,00
Sep 15.039,33 10.399,38 4.639,95 15.490,51 10.711,37 4.779,15 15.955,23 11.032,71 4.922,52
Oct 16.704,91 11.551,10 5.153,82 17.206,06 11.897,63 5.308,43 17.722,24 12.254,56 5.467,68
TOTAL 194.810,74 134.707,54 60.103,19 200.655,06 138.748,77 61.906,29 206.674,71 142.911,23 63.763,48
PROMEDIO 
MENSUAL 16.234,23 11.225,63 5.008,60 16.721,25 11.562,40 5.158,86 17.222,89 11.909,27 5.313,62
1er. AÑO DE ENTRADA EN OPERACIÓN 2o. AÑO DE ENTRADA EN OPERACIÓN 3er. AÑO DE ENTRADA EN OPERACIÓN
 28 
DEMANDA MENSUAL PROMEDIO DE ENERGÍA (MWh) - ENERCA S.A. E.S.P.
(1er. AÑO DE ENTRADA EN OPERACION)
PÉRDIDAS
 
5.008,60
30,85%
VENTAS
 11.225,63
69,15%
 
FIGURA 8: Demanda Mensual promedio de energía )MWh de ENERCA S.A 
E.S.P en el 1er año de operación 
Si consideramos que el 40% de la energía perdida corresponde a pérdidas 
técnicas y el 60% a pérdidasNo técnicas, tendremos que 2.003,44 MWh se 
están comprando de más y 3.005,16 MWh no se están facturando. 
 
Por lo tanto, con un precio de compra de 110 $/kWh y un precio de venta de 
307 $/kWh (costo unitario establecido, según fórmula tarifaría), tendríamos, 
que en proporciones mensuales la Empresa estaría “perdiendo” 
$1.142.962.391,62; cabe aclarar que NO es posible la recuperación total de 
esta suma porque equivaldría a tener un sistema IDEAL con 0% de pérdidas y 
eso es imposible. 
Pérdidas 
técnicas 
(Compra 
adicional de 
energía): 
 
Precio 
de 
Compra: 
 
Valor compra 
adicional: 
 
Valor total 
“perdido” 
mensualmente: 2.003,44 
MWh 
110 
$/kWh 
$220.378.375 
 
Pérdidas No 
técnicas 
(Energía 
dejada de 
facturar): 
 
Precio 
de 
Venta: 
 
Valor no 
facturado: 
$1.142.962.392 
3.005,16 
MWh 
307 
$/kWh 
$922.584.016 
 
 29 
 
De lo anterior podemos concluir que las pérdidas técnicas, que son el 40% del 
total de éstas, representan 19 % del valor total que se pierde mensualmente, 
mientras que las pérdidas No técnicas, que son el 60%, equivalen al 81% de 
dicha suma. Este se puede apreciar en la siguiente gráfica: 
 
 
FIGURA 9: Energía Perdida mensualmente vs Valor mensual de perdidas 
 
Se puede decir entonces que un punto del índice de pérdidas equivale en 
promedio a $37.046.508 de los cuales $7.143.060 corresponden a pérdidas 
técnicas y $29.903.448 a pérdidas No técnicas, es decir, lo que ganaría la 
empresa por la reducción de un punto en el índice. 
 
 
8.3.3 ESTUDIO LEGAL 
 
En la actual formula tarifaría las perdidas del sistema se tiene en cuenta 
mediante resolución CREG 031/97 y 159/01 para cada nivel como recuperación 
a los comercializadores en la tarifa en cada uno de los niveles de tensión, 
 
CU
G T
PR
D O Cn m t
m t m t z
n t
n m m t m t, ,
, , ,
,
, , ,
( )
=
+
−
+ + +
1
 
 30 
donde: 
n : Nivel de tensión. 
m : Es el mes para el cual se calcula el costo unitario de prestación 
del servicio. 
t : Años transcurridos desde el inicio de la aplicación de la fórmula 
(t= 0, 1, 2, 3, 4) 
z: Zona eléctrica a la cual pertenece el comercializador, de acuerdo 
con la metodología vigente para los cargos por uso del Sistema 
de Transmisión Nacional. 
CUn,m,t Costo unitario de prestación del servicio ($/kWh) para los 
usuarios conectados al nivel de tensión n, correspondiente al mes 
m del año t. 
Gm,t Costos de compra de energía ($/kWh) 
T m,t,z Costo promedio por uso del STN ($/kWh) correspondiente al 
mes m del año t en la zona z, 
D n,m Costo de distribución ($/kWh) correspondiente al nivel de 
tensión n para el mes m, 
O m,t Costos adicionales del mercado mayorista ($/kWh), 
correspondiente al mes m del año t, 
PR n,t Fracción (o Porcentaje expresado como fracción) de pérdidas de 
energía acumuladas hasta el nivel de tensión n, reconocidas para 
el año t, 
C m,t Costo de comercialización ($/kWh) correspondiente al mes m del 
año t, 
 
A continuación se explica los cálculos de la Fracción reconocida para cubrir 
pérdidas. 
 Es un valor que representa la fracción (o porcentaje expresado en forma de 
fracción) del costo de prestación del servicio en la fórmula por kWh 
 31 
facturado, imputable sólo a las compras y al transporte por el STN, asociado 
con el efecto de las pérdidas (técnicas o no técnicas) acumuladas hasta el nivel 
de tensión n. Es un parámetro único definido por la CREG por un valor inicial P0 
para todos los comercializadores en el nivel de tensión I, el cual se reduce 
anualmente en forma escalonada hasta un valor final Pf de acuerdo con la 
ecuación (lineal en t que varía en forma discreta), 
PR P t
P P
P
I t I
I I f
I
, ,
, ,
,
= −
−







0
0
0
1
4
 
donde t es el número de años transcurridos desde el inicio de aplicación de la 
fórmula (t= 0, 1, 2, 3, 4). 
Estos niveles de pérdidas reconocidos son los totales acumulados hasta el nivel 
de tensión uno, incluyendo las pérdidas por el Sistema de Transmisión Nacional, 
y sus valores se fijan como PI,0 = 0.20 y PI,f = 0.13 para el primer período 
regulatorio de fijación de fórmula tarifaria. 
Para los niveles de tensión superiores, los niveles de pérdidas reconocidos son 
únicos para todo el período regulatorio, y están dados por los siguientes 
porcentajes acumulados: Nivel IV: 3.53%, Nivel III: 5.06%, y Nivel II: 7.10%. 
A nivel especifico la formula para perdidas es: 
 
 
El no tomar medidas en sistemas donde el índice de perdidas técnicas es 
elevado, hace que con la regulación vigente las empresas sean sancionadas. 
 
PTDi1t = (% PDuj)*(%PRUD1t) + ( %PRuj)*(%PRRD1t) + %PRNTD1t 
 
%PTDi1t : Pérdidas Totales del Distribuidor i acumuladas en el nivel de 
tensión 1, en el año t 
%PRUD1t : Pérdidas Técnicas Reconocidas para el sector urbano en 
Distribución acumuladas en el Nivel de Tensión 1, en el año t 
%PRRD1t : Pérdidas Técnicas Reconocidas para el sector rural en Distribución 
acumuladas en el Nivel de Tensión 1, en el año t 
%PRNTD1t: Pérdidas No Técnicas Reconocidas para en Distribución en el nivel 
de tensión 1, en el año t 
%PDui: Porcentaje de distribución poblacional urbana según clasificación 
DANE. 
%PRi: Porcentaje de distribución poblacional rural según clasificación 
DANE. 
 32 
 
 
 
8.3.5 ESTUDIO POLITICO 
 
Al asumir el actual índice de perdidas ENERCA S.A E. S.P. y la no adecuada 
planeación del sistema eléctrico de Casanare, hace ver un futuro incierto para 
la empresa y dependería en su mayor parte de sus socio mayoritario 
Gobernación de Casanare para sostenimiento. 
 
 
IV EVALUACION DEL PROYECTO 
 
9. FACTIBILIDAD 
 
Después de analizar las alternativas consideramos que el control y disminución 
sostenible del índice de perdidas técnicas y no técnicas en el sistema eléctrico de 
casanare, es la solución adecuada para la problemática de la empresa, a continuación 
se estudiara desde el punto de vista del inversionista ( Empresa) la viabilidad del 
proyecto. 
 
9.1 VIABILIDAD JURIDICA 
 
Para la Empresa ENERCA S.A. E. S.P. el trabajar en disminución de perdidas 
técnicas es viable ya que permite cumplir con la normatividad y la ley 
Colombiana especialmente en las leyes 142 y 143 y las regulaciones emitidas 
por la CREG. 
 
A nivel Nacional las empresas son exigidas para lograr una mayor eficiencia y 
robustez del sistema eléctrico en cada uno de los participes del sector 
eléctrico ( Genradores, Transportadores, Distribuidores, Comercializadores). 
 
Para el inversionista, regirá lo los procedimientos acordados con ENERCA para 
la ejecución del proyecto. 
 
 
 
 
 
 33 
 
9.2 VIABILIDAD TECNICA 
 
 
El inversionista se regirá a las políticas de la empresa y la normatividad técnica 
en sistemas eléctricos, de tal forma que en las actividades de Redes, 
Macromedición, Socializadión, Normalización se realicen sin atrofiar el servicio 
y traer consecuencias en índice de DES y FES. 
 
La programación de las actividades se realizaran conjuntamente con la empresa 
ENERCA S.A E.S.P y la información con anticipación a los usuarios por los 
diferentes medios de comunicación (Radio, TV, Prensa etc.) 
 
Asi mismo un adecuado mapa de procesos permitirá visualizar el seguimiento de 
las actividades y focalizar las zonas criticas a mejorar. La grafica siguiente 
muestra como se podría implementar el desarrollo del proyecto 
 
 
 
FIGURA 10: Diagrama de procesos del proyecto 
 34 
En la anterior gráfica se quiere hacer saber el procedimiento lógico del 
desarrollo del proyecto acompañado en cada una de las etapas por personal de 
la empresa ENERCA. 
 
 
9.3 FACTIBILIDAD DE GESTION 
 
Se tendrá en cuenta el valor aproximado esencial para instalación, montaje y 
operación del proyecto (Presupuesto indicando costo de material, mano de obra 
y tiempo de trabajo) en pro de reducir el índice de pérdidas técnicasy no 
técnicas del sistema. 
 
 
9.3.1 PRESUPUESTO APROXIMADO 
 
ITEM DESCRIPCION UN CANT V/UNI V/TOTAL 
1 Ejecución estudio de sistema 
eléctrico de Casanare 
 
UN 
 
1 
 
$200.000.000 
 
$200.000.000 
2 Suministro e instalación de equipos 
de Macromedición 
 
UN 
 
330 
 
$ 4.000.000 
 
$1.320.000.000 
3 Ejecución de labores de 
Normalización de usuarios 
 
GL 
 
22.400 
 
$200.000 
 
$4.480.000.000 
4 Adecuación acometidas de redes 
eléctricas de baja Tensión 
UN 17952 $ 200000 $3.590.400.000 
5 Cambio de medidores y cajas UN 13464 $180.000 $2.423.520.000 
5 Asesoria técnica y comercial a la 
empresa ENERCA E.S.P 
GL 1 $100.000.000 $100.000.000 
6 Realización de trabajos de 
socialización 
GL 1 $50.000.000 $50.000.000 
TOTAL 
$12.163.920.000,00 
TABLA 6: Presupuesto aproximado del proyecto 
 
El valor de la inversión es de aproximadamente $12.163.920.000 que se 
financia en un 40% del costo de índice de perdidas y el otro 60% con el 
negocio de comercialización y distribución, durante tres años. 
 
 
 
 
 
 
 35 
9.3.4 COSTOS: ADMINISTRACION, OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO 
(AOM) 
 
El calculo de los costos AOM se realiza mediante la elaboración de 
presupuestos de costos, de los cuales se espera un comportamiento de 
economia de escala, para los años correspondientes al periodo de evaluación del 
proyecto de la siguiente manera 
 
AOM 
ADMINISTRACION 10% 
OPERACIÓN 20% 
MANTENIMIENTO 5% 
TOTAL AOM 35% 
 
TABLA 7: Administración, Operación y Mantenimiento 
 
9.4 ESTUDIO FINANCIERO 
 
9.4.1 FUENTES DE FINANCIAMIENTO 
 
Para analizar el comportamiento de la inversión por parte del inversionista se 
asume que el 70% de las inversiones se realiza por crédito y 30% con recursos 
propios 
 
El crédito que se pretende obtener es del modelo de cuota fija, la cual 
permanecera constante durante todo el periodo del crédito, por un monto de 
$8.514.744.000 ( Ocho Mil Quinientos catorce Millones setecientos 
cuarenta y cuatro mil pesos M/Cte.) 
El plazo estimado para la duración del crédito es de 36 meses. Con intereses 
1.2% 
 
9.4.1.1 COMPORTAMIENTO DEL CREDITO 
 
Para calcular el comportamiento del crédito utilizamos la formula por pago de 
anualidades vencidas 
A= (P x i ) x (1-1/(1+i)n )-1 
 
 
 36 
Teniendo en cuenta que el valor del crédito es $8.514.744.000 a tasa de 
interés de 1.2% a 36 meses. 
Se obtiene 
 
MONTO DEL CREDITO: $8,514,744,000 
 
 PLAZO: 36 MESES 
 
TASA MENSUAL 1,2% 
No. PAGOS VALOR CUOTA INTERESES CAPITAL SALDO CAPITAL 
1 292.670.718,51 102.176.928,00 190.493.790,51 8.514.744.000,00 
2 292.670.718,51 99.891.002,51 192.779.716,00 8.324.250.209,49 
3 292.670.718,51 97.577.645,92 195.093.072,59 8.131.470.493,49 
4 292.670.718,51 95.236.529,05 197.434.189,46 7.936.377.420,91 
5 292.670.718,51 92.867.318,78 199.803.399,73 7.738.943.231,45 
6 292.670.718,51 90.469.677,98 202.201.040,53 7.539.139.831,71 
7 292.670.718,51 88.043.265,49 204.627.453,02 7.336.938.791,18 
8 292.670.718,51 85.587.736,06 207.082.982,45 7.132.311.338,17 
9 292.670.718,51 83.102.740,27 209.567.978,24 6.925.228.355,72 
10 292.670.718,51 80.587.924,53 212.082.793,98 6.715.660.377,47 
11 292.670.718,51 78.042.931,00 214.627.787,51 6.503.577.583,49 
12 292.670.718,51 75.467.397,55 217.203.320,96 6.288.949.795,99 
13 292.670.718,51 72.860.957,70 219.809.760,81 6.071.746.475,03 
14 292.670.718,51 70.223.240,57 222.447.477,94 5.851.936.714,22 
15 292.670.718,51 67.553.870,84 225.116.847,67 5.629.489.236,28 
16 292.670.718,51 64.852.468,66 227.818.249,85 5.404.372.388,60 
17 292.670.718,51 62.118.649,67 230.552.068,84 5.176.554.138,76 
18 292.670.718,51 59.352.024,84 233.318.693,67 4.946.002.069,91 
19 292.670.718,51 56.552.200,51 236.118.518,00 4.712.683.376,24 
20 292.670.718,51 53.718.778,30 238.951.940,21 4.476.564.858,25 
21 292.670.718,51 50.851.355,02 241.819.363,49 4.237.612.918,04 
22 292.670.718,51 47.949.522,65 244.721.195,86 3.995.793.554,54 
23 292.670.718,51 45.012.868,30 247.657.850,21 3.751.072.358,69 
24 292.670.718,51 42.040.974,10 250.629.744,41 3.503.414.508,48 
25 292.670.718,51 39.033.417,17 253.637.301,34 3.252.784.764,07 
26 292.670.718,51 35.989.769,55 256.680.948,96 2.999.147.462,73 
27 292.670.718,51 32.909.598,17 259.761.120,34 2.742.466.513,77 
28 292.670.718,51 29.792.464,72 262.878.253,79 2.482.705.393,43 
29 292.670.718,51 26.637.925,68 266.032.792,83 2.219.827.139,64 
30 292.670.718,51 23.445.532,16 269.225.186,35 1.953.794.346,81 
31 292.670.718,51 20.214.829,93 272.455.888,58 1.684.569.160,46 
32 292.670.718,51 16.945.359,26 275.725.359,25 1.412.113.271,87 
33 292.670.718,51 13.636.654,95 279.034.063,56 1.136.387.912,63 
34 292.670.718,51 10.288.246,19 282.382.472,32 857.353.849,07 
35 292.670.718,51 6.899.656,52 285.771.061,99 574.971.376,75 
36 292.670.718,51 3.470.403,78 289.200.314,73 289.200.314,76 
37 292.670.718,51 - 292.670.718,51 - 
TABLA 8: Comportamiento del crédito 
 37 
 
9.4.2 PROYECCIÓN DE COMPORTAMIENTO DEL PROYECTO 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 TABLA 9: Proyección Comportamiento del crédito 
 
VENTAS 
(MWh)
PERDIDAS 
(MWh)
VENTAS 
(MWh)
PERDIDAS 
(MWh)
ENERGIA 
RECUPERA
(MWh)
TOTAL 
ANUAL 
RECUPERADO
Acumulado
RECUPERACION 
EN VENTAS
TOTAL ANUAL 
RECUPERADO
Acumulado
Nov-07 15.468,72 10.696,13 4.772,59 10.696,29 4.772,42 0 -$ 
Dic-07 17.555,73 12.139,23 5.416,49 12.188,19 5.367,54 48,95 15.027.676$ 
Ene-08 17.269,50 11.941,32 5.328,18 12.037,44 5.232,06 96,12 29.509.708$ 
Feb-08 16.308,92 11.277,10 5.031,81 11.413,18 4.895,74 136,08 41.776.172$ 
Mar-08 17.714,51 12.249,03 5.465,48 12.446,04 5.268,47 197,01 60.483.217$ 
Abr-08 16.324,46 11.287,85 5.036,61 11.514,75 4.809,71 226,90 69.658.263$ 
May-08 16.592,19 11.472,98 5.119,21 11.749,69 4.842,50 276,71 84.950.124$ 
Jun-08 16.282,76 11.259,02 5.023,74 11.575,80 4.706,96 316,78 97.251.484$ 
Jul-08 15.199,38 10.509,89 4.689,49 10.847,82 4.351,56 337,92 103.742.502$ 
Ago-08 14.350,33 9.922,80 4.427,53 10.281,71 4.068,62 358,91 110.184.981$ 
Sep-08 15.039,33 10.399,23 4.640,11 10.817,14 4.222,19 417,92 1er. Año 128.300.531$ 1er. Año
Oct-08 16.704,91 11.550,92 5.153,99 12.061,52 4.643,39 510,60 2.924,07 2.924,07 156.755.154$ 897.639.812$ 897.639.812$ 
Nov-08 15.932,78 11.017,01 4.915,76 11.548,27 4.384,50 531,26 163.096.735$ 
Dic-08 18.082,40 12.503,41 5.578,99 13.156,58 4.925,82 653,17 200.521.746$ 
Ene-09 17.787,58 12.299,55 5.488,03 12.991,48 4.796,10 691,93 212.421.271$Feb-09 16.798,18 11.615,42 5.182,77 12.315,52 4.482,67 700,10 214.930.883$ 
Mar-09 18.245,95 12.616,50 5.629,45 13.427,62 4.818,33 811,12 249.014.565$ 
Abr-09 16.814,19 11.626,49 5.187,71 12.420,67 4.393,53 794,18 243.813.272$ 
May-09 17.089,95 11.817,16 5.272,79 12.671,84 4.418,11 854,68 262.385.804$ 
Jun-09 16.771,25 11.596,79 5.174,46 12.482,11 4.289,13 885,32 271.794.770$ 
Jul-09 15.655,36 10.825,19 4.830,17 11.695,10 3.960,26 869,91 267.061.314$ 
Ago-09 14.780,84 10.220,48 4.560,35 11.082,85 3.697,98 862,37 264.747.767$ 
Sep-09 15.490,51 10.711,20 4.779,31 11.658,01 3.832,51 946,81 2° Año 290.669.138$ 2° Año
Oct-09 17.206,06 11.897,45 5.308,61 12.996,91 4.209,15 1.099,46 9.700,29 12.624,36 337.533.148$ 2.977.990.411$ 3.875.630.224
Nov-09 16.410,76 11.347,53 5.063,24 12.441,75 3.969,01 1.094,22 335.926.422$ 
Dic-09 18.624,87 12.878,51 5.746,36 14.172,10 4.452,77 1.293,59 397.131.936$ 
Ene-10 18.321,21 12.668,54 5.652,67 13.991,93 4.329,28 1.323,39 406.280.969$ 
Feb-10 17.302,13 11.963,88 5.338,25 13.261,72 4.040,41 1.297,84 398.437.278$ 
Mar-10 18.793,32 12.994,99 5.798,33 14.456,89 4.336,43 1.461,90 448.803.360$ 
Abr-10 17.318,62 11.975,28 5.343,34 13.370,57 3.948,05 1.395,29 428.354.888$ 
May-10 17.602,65 12.171,68 5.430,97 13.638,75 3.963,90 1.467,07 450.391.169$ 
Jun-10 17.274,38 11.944,69 5.329,69 13.432,39 3.841,99 1.487,70 456.723.125$ 
Jul-10 16.125,02 11.149,95 4.975,08 12.583,45 3.541,57 1.433,50 440.085.885$ 
Ago-10 15.224,26 10.527,10 4.697,16 11.922,82 3.301,45 1.395,72 428.485.153$ 
Sep-10 15.955,23 11.032,54 4.922,69 12.539,59 3.415,64 1.507,05 3° Año 462.664.390$ 3° Año
Oct-10 17.722,24 12.254,37 5.467,87 13.977,55 3.744,69 1.723,18 16.880,46 29.504,83 529.016.742$ 5.182.301.318$ 9.057.931.542
CON PROGRAMA DE 
REDUCCIÓN DE 
PERDIDAS
SIN PROGRAMA DE 
REDUCCION DE 
PERDIDAS (IP=30,85%)
DEMANDA 
PROYECTADA 
(MWh)
 38 
 
La tabla anterior ilustra el comportamiento del proyecto en un escenario viable 
para el desarrollo de actividades de acuerdo a lo planificado. 
 
 
9.4.3 FLUJO DE CAJA PROYECTADO 
 
El flujo de caja proyectado se realizará de acuerdo a la energía recuperada 
según la proyección del comportamiento del proyecto, cabe notar que el costo 
de KWh equivale a la sumatoria de todos los agentes participes, de acuerdo a la 
fórmula : 
 
Costo de Kwh: : 258 
Costo de Generación (G): : 97.3 
Costo de Transmisión (T): : 22.0 
Porcentaje de Perdidas (PR%) : 13 
Costo de Distribución (D) : 90.04 
Costo de Comercialización (C ) : 31.75 
Costo de Otros (O) : 3.62 
 
 
Lo anterior indica el costo de Kwh a pagar a cada agente, como el proyecto se 
financia con un 40% del costo de recuperación de índice de perdidas y el otro 
60% con el negocio de comercialización y distribución; equivalente al 30% de 
costo distribución y Comercialización se calcula para el proyecto: 
 
- parámetros de proyección de estados financieros 
- Flujo de Caja operacional a tres años 
- Estado de perdidas y Ganancias 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 39 
 
PLAN ESTRATEGICO FINANCIERO NOV/ 07 A OCT/ 10 
PARAMETROS DE PROYECCION ESTADOS FINANCIEROS 
 
1 VENTAS 
 
Precio promedio en $ de kWh 258 
 
 
Energia recuperada en kWh año 1 año 2 año 3 
 137.629.570 148.446.960 159.789.510 
 
Incremento del precio promedio al año año 1 año 2 año 3 
(porcentaje de inncremento ajustado al IPC) 4% 5% 4% 
 
 
Porcentaje sobre la energia recuperada en C+D+P año 1 año 2 año 3 
 16,17% 16,17% 16,17% 
 
 
Estructura de pago de servicio por KWh año 1 año 2 año 3 
Valor de Comercialización (30%) 16,20 17,01 17,69 
Valor Distribución (30%) 45,92 48,22 50,14 
Valor indice de perdidas (40%) 6,40 6,72 6,99 
Total EN $ POR KWh 68,52 71,95 74,82 
 
2 COSTOS 
 
Porcentaje costos fijos por año año 1 año 2 año 3 
 35% 35% 35% 
 
Estructura de costos fijos por año año 1 año 2 año 3 
Otros costos de operación 50% 50% 40% 
Gastos de administración 40% 30% 30% 
Gastos de ventas y mercadeo 10% 20% 30% 
 
3 IMPUESTOS 
Imporrenta 40% 40% 40% 
 
TABLA 10: Plan Estratégico financiero Nov/07 a Oct/10 
 
 
 
 
 
 
 
 40 
 
 
 
 
PROYECTO CONTROL INDICE DE PERDIDAS TECNICAS EN EL SISTEMA DE CASANARE 
FLUJO DE CAJA OPERACIONAL A TRES AÑOS 
 
 
 Cifras en miles de $ Colombianos 
 INICIAL AÑO 1 AÑO 2 AÑO 3 
 
 
INGRESOS 
Por energía Recuperada 9.430.378 10.680.165 11.956.001 
Capital 500.000 
Prestamos bancarios 8.514.744 
Otros 
TOTAL INGRESOS 9.014.744 9.430.378 10.680.165 11.956.001 
 
EGRESOS 
Proveedores 1.000.000 1.000.000 1.000.000 
Administración 1.320.253 1.121.417 1.255.380 
Personal 396.076 336.425 376.614 
Servicios 924.177 784.992 878.766 
Gastos Generales 330.063 747.612 1.255.380 
Operación 1.650.316 1.869.029 1.673.840 
Servicios de mantenimiento 247.547 280.354 251.076 
Instalación equipos 1.155.221 1.308.320 1.171.688 
Herramienta 165.032 186.903 167.384 
Otros 82.516 93.451 83.692 
SUB TOTAL EGRESOS 4.300.632 4.738.058 5.184.600 
CREDITOS OBTENIDOS 
Capital 2.442.998 2.818.962 3.252.785 
Intereses 1.069.051 693.087 259.264 
Total Financieros 3.512.049 3.512.049 3.512.049 
TOTAL EGRESOS 7.812.681 8.250.106 8.696.649 
 
SUPERAVIT / DEFICIT 1.617.697 2.430.059 3.259.352 
 
CLOSING FLUJO 9.014.744 10.632.441 13.062.500 16.321.852 
 
 
TABLA 11: Flujo de Caja Operacional a Tres años 
 
 
 
 
 41 
 
ESTADO DE PERDIDAS Y GANANCIAS 
 
 
Valores en miles de $ 
 CIFRAS 
AÑO 1 
CIFRAS CIFRAS 
 AÑO 2 AÑO 3 
 $ $ $ 
 
VENTAS TOTALES 
Recaudo por energía recuperada 9.430.378,14 10.680.164,98 11.956.000,81 
TOTAL VENTAS 9.430.378,14 10.680.164,98 11.956.000,81 
 
CONTRIBUCION NETA 9.430.378 10.680.165 11.956.001 
 
 
 
COSTOS FIJOS 
Otros costos de operación 1.650.316,17 1.869.028,87 1.673.840,11 
Gastos de Administración 1.320.252,94 1.121.417,32 1.255.380,09 
Gastos Generales 330.063,23 747.611,55 1.255.380,09 
TOTAL DE COSTOS FIJOS 3.300.632,35 3.738.057,74 4.184.600,28 
COSTOS FINANCIEROS 3.512.049 3.512.049 3.512.049 
PROVEEDORES 1.000.000 1.000.000 1.000.000 
 
UTILIDAD NETA (EBT) 1.617.697 2.430.059 3.259.352 
 
Impuestos a la Utilidad 40% 647.079 972.023 1.303.741 
 
UTILIDAD NETA FINAL 970.618 1.458.035 1.955.611,14 
 
Porcentaje Utilidad Neta 10,29% 13,65% 16,36% 
TABLA 12: Estado de perdidas y Ganacias 
 
 
Rentabilidad esperada 10%
Resultado obtenido 10,29% Coeficiente de rentabilidad 1,03
Si es menor que 1 se rechaza
Criterio de decision ACEPTAR EL NEGOCIO Si es mayor a 1 se acepta
 si es rentable finalmente el negocio para hacerlo
si el accionista dueño espera una rentabilidad sobre
las ventas del 10%
TIO =
VALOR PRESENTE NETO $ 1.193.460,58 102,92% 
 
 
 
 42 
V SUGERENCIAS Y RECOMENDACIONES 
 
 
De acuerdo a lo estimado en la proyección del comportamiento del proyecto, 
ENERCA S.A. E.S.P. debe considerar realizar el proyecto de CONTROL Y 
DISMINUCION SOSTENIBLE DEL INDICE DE PERDIDAS TECNICAS Y NO 
TECNICAS EN EL SISTEMA ELECTRICO DE CASANARE. Por los siguientes 
aspectos: 
o La remodelación de las redes eléctricas permitira mayor 
confiabilidad del sistema sin ser nocivo con las inversiones ya 
realizadas ya que la mayoría de los activos se hayan depreciados 
 
o El sistema será mas eficiente y el recaudo aumenta, por lo tanto 
habrá mayor utilidad 
 
o Se disminuirá las perdidas no técnicasy permitirá controlar por 
cable antifraude que se sigan presentando 
 
 
El inversionista dispuesto a realizar el proyecto según lo proyectado tendrá 
una utilidad mayor al 13% 
 
 
 
 
 43 
 
 
VI BIBLIOGRAFIA 
 
 
 
1. EBSA. Sistema de Control y Facturación archivo 2004 a 2007 
2. Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG www.creg.gov.co 
3. Unión Eléctrica S.A, Sistemas de disminución de índice de perdidas