“EVALUACIÓN DE LOS COSTOS ECONÓMICOS DE TRABAJOS CON TENSIÓN EN SUMINISTROS A GRANDES USUARIOS PARA OPTIMIZAR LA CALIDAD 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 recursos físicos, humanos y tecnológicos para mejorar el desempeño en la gestión de los 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 calidad de servicio para la empresa se iguale 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 ……………. $ – Reemplazar 50 aisladores orgánicos ……$ – Reemplazar 70 postes de madera………..$ Costo Total Mantenimiento A ………………….$ Expansión: 1 – Incorporar 1 reconectador ………………...$ – Incorporar 6 seccionadores a cuchilla …...$ Costo Total Expansión A ………………………$ 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 …………………. $5.000 Expansión: 1 – Incorporar 6 seccionadores a cuchilla …...$ Costo Total Expansión B ………………………$ Costo Total Expansión y Mantenimiento Alternativa B $10.000

Alternativa C – Mantenimiento mínimo sin expansión Mantenimiento: 1 – Realizar poda de 500 árboles …………. $5.000 Costo 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 Grado de satisfacción y confiabilidad del suministro (%) 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 Grado de satisfacción y confiabilidad del suministro (%) Equilibrio 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 EPEC LÍNEAS MT (Km) - EPEC – AÑO 2011 ZONALÍNEAS 13,2 KvLÍNEAS 33 KvTOTAL A1.737,260, ,26 B524,090,00524,09 C302,09271,50573,59 D239,3710,56249,93 E461,9032,74494,64 F345,110,00345,11 G186,65242,18428,83 H398,79133,52532,31 I243,0348,54291,57 EPEC4.438,29739, ,33

MERCADO PROVINCIA CÓRDOBA LÍNEAS MT – PROVINCIA – AÑO 2011 MERCADOLÍNEA 13,2LÍNEA 33LÍNEA 7,62LÍNEA MRTTOTAL Km EPEC4.438,00739,000, ,00 COOP34.683,00313, , , ,00 PROVINCIA39.121, , , , ,00

MERCADO EPEC CLIENTES EPEC ZONACLIENTES A B C D E F G H I EPEC

MERCADO PROVINCIA CÓRDOBA CLIENTES - PROVINCIA CÓRDOBA MERCADOCLIENTES EPEC COOP PROVINCIA

DISTRIBUIDORES PRIMARIOS MEDIA TENSIÓN EPEC ZONADISTRIBUIDOR A294 B12 C20 D8 E F36 G20 H32 I17 EPEC459

Gracias por su atención