““EVALUACIÓN DE LOS COSTOS EVALUACIÓN DE LOS COSTOS ECONÓMICOS DE TRABAJOS CON ECONÓMICOS DE TRABAJOS CON

TENSIÓN EN SUMINISTROS A GRANDES TENSIÓN EN SUMINISTROS A GRANDES USUARIOS PARA OPTIMIZAR LA CALIDAD USUARIOS PARA OPTIMIZAR LA CALIDAD

DEL SERVICIO ELÉCTRICO”DEL SERVICIO ELÉCTRICO”

ING. HÉCTOR HUGO MEYER

V CITTES - SALTA - AGOSTO DE 2011

El desafío

• Las Distribuidoras de energía eléctrica de Argentina enfrentan un desafío:

““Hacia donde deben direccionar los Hacia donde deben direccionar los recursos físicos, humanos y recursos físicos, humanos y tecnológicos para mejorar el tecnológicos para mejorar el desempeño en la gestión de los desempeño en la gestión de los servicios de distribución de energía”servicios de distribución de energía”

La actividad de la Distribución de energía eléctrica

• Desde un punto de vista físico la actividad de distribución consiste en vincular los usuarios con los sistemas de transporte de energía eléctrica

• Desde la óptica económica – empresaria se trata de la instalación, operación y mantenimiento de instalaciones y equipos que permitan por una parte conectarse a la red de transporte y por otra, canalizar el fluido hasta los usuarios abastecidos por este sistema

Esquema de regulación de la actividad de Distribución

Puede sintetizarse en las siguientes premisas:

1 - Tarifas reguladas: Precio mayorista (estac.) + VAD

2 – Metas de calidad de servicio

3 - Concesión de mercado vs. obligación de suministro

4 - Períodos de gestión renovables

El mercado de la Distribución de energía eléctrica

Demanda de energía eléctrica:

Representa la valoración de la utilidad que le adjudica la sociedad

Precio de energía eléctrica:

El precio constituye una señal que refleja la escasez y la utilidad del recurso

Tarifas del suministro eléctrico

Las tarifas eléctricas deben mostrar las señales de abundancia o escasez que surgen de los precios del mercado mayorista

Penalidades por mala calidad de servicio

Las penalidades, de acuerdo al modelo de concesión de cada jurisdicción, se orientan a:

Compensar a los usuarios por deficiencias en el servicio recibido

Inducir a las empresas distribuidoras a realizar las erogaciones necesarias para alcanzar los niveles de calidad de servicio deseado

El monopolista Distribuidor

En el mercado eléctrico argentino, conforme a la regulación existente, el Distribuidor tratará de:

Fijar precios más altos que los socialmente óptimos

Proveer una calidad de servicio inferior a la demandada

Penalidad óptima

La penalidad es óptima solo si refleja los costos ocasionados al usuario

El beneficio social de una inversión o gasto operativo se refleja en evitar el costo incurrido ante la falla por el usuario

Regla socialmente óptima

““El costo marginal operativo de aumentar la El costo marginal operativo de aumentar la calidad de servicio para la empresa se iguale calidad de servicio para la empresa se iguale con el beneficio marginal para los usuarios”con el beneficio marginal para los usuarios”

Modelo propuesto

El modelo comprende una metodología destinada a:

Valorizar los costos económicos representados en la curva de mala calidad de servicio para grandes usuarios del MEM en Provincia de Córdoba

Valorizar los costos económicos de efectuar trabajos con tensión en redes e instalaciones afectados a los suministros de grandes usuarios, para mejorar la calidad de servicio

Obtener el punto de equilibrio económico para minimizar el costo total

Etapas del Modelo

• Evaluación de los sistemas de distribución primaria que abastecen de energía a los grandes usuarios (GUME)

• Análisis de los costos marginales por mala calidad de servicio de los distribuidores primarios del mercado eléctrico de Córdoba

• Evaluación de los costos de mantenimiento de los distribuidores primarios con tecnología de trabajos con tensión

• Encontrar el nivel de inversión óptimo en relación a las pautas de calidad de servicio

Evaluación de los sistemas de distribución primaria

En función de los indicadores de calidad de servicio del año 2010 evaluaremos, por cada sistema de distribución primaria, los costos ocasionados al gran usuario en función de las penalidades vigentes en el mercado eléctrico, obteniendo una curva de penalidades marginales única en toda la provincia de Córdoba.

Curva de penalidades marginales

Costo Mg ($)

Grado de satisfacción y confiabilidad del suministro (%)

Costo Mg Penalidades

1

2

3

Curva de Penalidades

• 1 - Penalidad Máxima: F >12 interrup/semestre y T >15 horas/interrupción

• 2 - Penalidad Intermedia: F = 6 int/semestre y

T = 7 horas/interrupción• 3 - Penalidad Cero: Calidad de servicio óptimo y

un grado de satisfacción 100%

Costos de expansión y mantenimiento

A partir del relevamiento de cada Sistema de distribución primario de EPEC, se pueden definir los planes de mantenimiento preventivos de trabajos con tensión que incluyan los recursos técnicos, materiales y humanos.

Además se conoce el desempeño del año 2010 del distribuidor primario, las causas de interrupciones y los períodos de interrupción

Alternativa A – Mantenimiento óptimo y expansión total

• Mantenimiento: 1 – Realizar poda de 500 árboles ……………. $5.0002 – Reemplazar 50 aisladores orgánicos …… $15.0003 – Reemplazar 70 postes de madera……….. $20.000Costo Total Mantenimiento A …………………. $40.000

• Expansión:1 – Incorporar 1 reconectador ………………... $20.0002 – Incorporar 6 seccionadores a cuchilla …... $ 5.000Costo Total Expansión A ……………………… $25.000

Costo Total Expansión y Mantenimiento Alternativa A $65.000

Alternativa B – Mantenimiento intermedio y expansión mínima

• Mantenimiento:

1 – Realizar poda de 500 árboles ……………. $5.000

Costo Total Mantenimiento B …………………. $5.000

• Expansión:

1 – Incorporar 6 seccionadores a cuchilla …... $ 5.000

Costo Total Expansión B ……………………… $ 5.000

Costo Total Expansión y Mantenimiento Alternativa B $10.000

Alternativa C – Mantenimiento mínimo sin expansión

Mantenimiento: 1 – Realizar poda de 500 árboles …………. $5.000Costo Total Mantenimiento C ……………… $5.000

Costo Total Expansión y Mantenimiento Alternativa C $5.000

Curva de Costos marginales de expansión y mantenimiento

Las 3 alternativas pueden visualizarse en el siguiente gráfico

0 70 100

Grado de satisfacción y confiabilidad del suministro (%)

65.000

10.000

5.000

Costo Mg ($)

Optimización del modelo

Una vez evaluadas las curvas de mala calidad de servicio (penalidades) y del costo de expansión y mantenimiento de cada distribuidor primario de EPEC, podremos encontrar la condición de equilibrio que optimiza el modelo

Penalidades del Mercado

El sistema de penalidades por mala calidad de servicio junto a la tarifa debe generar incentivos para que la Empresa Distribuidora expanda y mantenga en condiciones su sistema, hasta el punto en que el costo marginal de la expansión y mantenimiento sea igual al costo marginal de las penalidades

Condición de equilibrio

Para el distribuidor primario en estudio si cruzamos la curva de penalidades marginales y la curva de costos marginales de expansión y mantenimiento, tendremos que el punto de equilibrio corresponde para un grado de satisfacción del 60% y una inversión de $9.000

Condición de equilibrio

Costo Mg ($)

0 Equil 70 100

Grado de satisfacción y confiabilidad del suministro (%)

55.000

10.000Equilibrio

5.000

Conclusiones

Nos planteamos como premisa básica “mejorar el desempeño de las redes de distribución primaria de EPEC” que abastecen de energía a los grandes usuarios del mercado eléctrico optimizando las decisiones de inversión y los gastos de mantenimiento, para definir prioridades en la gestión técnica de las redes

Como conclusión decimos que se requiere analizar el nivel de inversión óptimo que permita cumplimentar las pautas de calidad de servicio de los grandes usuarios en el período de estudio

APLICACIÓN DEL MODELO EN PROVINCIA DE CÓRDOBA

MERCADO EPECLÍNEAS MT (Km) - EPEC – AÑO 2011

ZONA LÍNEAS 13,2 Kv LÍNEAS 33 Kv TOTAL

A 1.737,26 0,00 1.737,26

B 524,09 0,00 524,09

C 302,09 271,50 573,59

D 239,37 10,56 249,93

E 461,90 32,74 494,64

F 345,11 0,00 345,11

G 186,65 242,18 428,83

H 398,79 133,52 532,31

I 243,03 48,54 291,57

EPEC 4.438,29 739,04 5.177,33

MERCADO PROVINCIA CÓRDOBALÍNEAS MT – PROVINCIA – AÑO 2011

MERCADO LÍNEA 13,2 LÍNEA 33 LÍNEA 7,62 LÍNEA MRT TOTAL

  Km Km Km Km Km

EPEC 4.438,00 739,00 0,00 0,00 5.177,00

       

COOP 34.683,00 313,83 5.094,00 1.904,00 41.995,00

       

PROVINCIA 39.121,00 1.052,83 5.094,00 1.904,00 47.172,00

LÍNEAS MEDIA TENSIÓN POR MERCADO

EPEC

COOP

MERCADO EPECCLIENTES EPEC

ZONA CLIENTES

A 481.775

B 52.367

C 60.600

D 33.478

E 51.374

F 77.972

G 48.560

H 34.040

I 40.087

EPEC 880.253

MERCADO PROVINCIA CÓRDOBA

CLIENTES - PROVINCIA CÓRDOBA

MERCADO CLIENTES

   

EPEC 880.253

   

COOP 374.680

   

PROVINCIA 1.254.933

CLIENTES POR MERCADO

EPEC

COOP

DISTRIBUIDORES PRIMARIOS MEDIA TENSIÓN EPEC

ZONA DISTRIBUIDOR

A 294

B 12

C 20

D 8

E 20

F 36

G 20

H 32

I 17

EPEC 459

Gracias por su atención

hmeyer@epec.com.ar