HÉCTOR HUGO MEYER hmeyer@epec.com.ar “ EVALUACIÓN DE LAS PENALIDADES POR DEFICIENCIAS EN EL SERVICIO ELÉCTRICO PARA ZONAS URBANAS Y RURALES EN ARGENTINA HÉCTOR HUGO MEYER hmeyer@epec.com.ar

OBJETIVOS Proponer una Metodología para valorizar los costos económicos de un corte de suministro en las redes de Distribución Primaria de Argentina Realizar el diseño óptimo de la función penalidades por deficiencias en el servicio eléctrico por zona de prestación

COSTO ECONÓMICO DE INTERRUPCIÓN DE SERVICIO Es el costo de un corte de suministro representado por la PÉRDIDA FINANCIERA PARA LA CLIENTELA AFECTADA Depende del tipo de clientes afectados, del momento que se produce el inconveniente y de la duración de las interrupciones

REGULACIÓN DE DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA A cada Concesionario del servicio de Distribución de energía se le fijan los niveles tarifarios máximos por categoría de usuario y sus mecanismos de ajuste, los niveles de calidad admisible y las penalidades por incumplimiento. Estas penalidades deberían generar incentivos para que los Distribuidores realicen inversiones o gastos de mantenimiento hasta alcanzar el nivel de calidad de servicio esperado

PENALIDADES En el mercado eléctrico argentino, el Distribuidor monopolista recibe a través del sistema de penalidades señales que afectan sus partidas de inversión o gasto La penalidad es óptima solo si la misma refleja exactamente 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 “Que el costo marginal operativo de aumentar la calidad del servicio para el distribuidor se iguale con el beneficio marginal generado para los usuarios”

PROPUESTA Diferenciar los gastos de explotación e inversiones en las redes eléctricas de distribución primaria por zona de prestación, orientadas a definir el costo total óptimo por cada zona que permita al Distribuidor mejorar la gestión técnica de las redes

ETAPAS Primera Etapa: Definir los SISTEMAS ELÉCTRICOS REPRESENTATIVOS de cada zona de prestación Segunda Etapa: Evaluar los costos económicos de interrupciones a clientes de cada zona Tercera Etapa: Valorizar los costos operativos e inversiones para cada zona

ETAPAS Cuarta Etapa: Conformar las curvas de penalidades, operación y mantenimiento e inversiones Quinta Etapa: Fijar los criterios de optimización del costo total para zonas de prestación urbana y rural

Sistemas de Distribución Primaria Representativos Los sistemas de Distribución Primaria en 13,2 y 33 kV en Argentina abastecen a la gran mayoría de los usuarios del sistema eléctrico. Desde barras de Estaciones Transformadoras AT/MT ó MT/MT, los distribuidores primarios alimentan a un grupo de clientes en forma exclusiva o compartida, de acuerdo a la configuración del Sistema de Distribución de cada Distribuidor Provincial o Distribuidor Cooperativo

Configuraciones representativas Con la finalidad de definir las distintas arquitecturas de la red de distribución y sus clientes asociados, se definieron cuatro configuraciones representativas de la red: Esquema A - Alimentación exclusiva a Gran consumidor de energía en Media Tensión Esquema B - Alimentación a Grandes consumidores de energía en Media Tensión Esquema C - Alimentación a Grandes consumidores de Media Tensión y pequeños consumidores de energía en baja tensión Esquema D - Alimentación a pequeños consumidores de energía en baja tensión de actividad residencial o comercial

Configuración de red Esquema A – Suministro exclusivo a un Gran Consumidor de energía en MT 13,2 ó 33 kV Gran consumidor Media Tensión (GCMT) Centro Comercial, Industria o Cooperativa

Configuración de red Esquema B – Suministros a grandes consumidores de energía en MT 13,2 ó 33 kV GCMT1 Suministro a Centro Comercial, Industria o Cooperativa GCMT2 Suministro a Centro Comercial, Industria o Cooperativa

Configuración de red Esquema C – Suministros a grandes consumidores de energía en MT y pequeños consumidores (residenciales y comerciales) que son abastecidos en BT desde el Sistema de Distribución Secundaria (DS) de cada SE MT/BT 13,2 ó 33 kV GCMT2 GCMT1 SE MT/BT1 DS1 SE MT/BT2 SE MT/BT3 DS2 DS3

Configuración de red Esquema D – Suministros a pequeños consumidores (residenciales y comerciales) que son abastecidos en BT desde el Sistema de Distribución Secundaria (DS) de cada SE MT/BT 13,2 ó 33 kV SE MT/BT1 DS1 SE MT/BT2 SE MT/BT3 DS2 DS3

Estudio económico del costo de una interrupción de servicio eléctrico a nivel Distribución Primaria Durante la prestación normal del servicio la Empresa provee a sus usuarios asociados de un cierto valor de potencia P Cuando ocurre una interrupción de servicio de una cierta duración de tiempo T, se produce un perjuicio a un cierto número de clientes que se caracteriza por la Potencia que estos clientes hubieran demandado durante el período de interrupción En todo momento, el inconveniente puede ser medido por el producto de la potencia activa , en ausencia de interrupción, multiplicada por un intervalo de tiempo.

Energía no suministrada P (kW) POTENCIA MEDIA FALLA T (hs) ENS (KWh) = POTENCIA MEDIA (kW) x Tiempo de Falla (Hs)

Cálculo de ENS por Esquema Esquema A - Alimentación exclusiva a Gran consumidor de energía en Media Tensión ENSA = Potencia interrumpida GCMT (kW) x Tiempo de Falla (hs)

Cálculo de ENS por Esquema Esquema B - Alimentación a Grandes consumidores de energía en Media Tensión ENSB = Potencia interrumpida (GCMT1+GCMT2) (kW) x Tiempo de Falla (hs) Se considera potencia activa simultánea de ambos clientes, información disponible en el Sistema de Teleoperación y Telemedición

Cálculo de ENS por Esquema Esquema C - Alimentación a Grandes consumidores de energía en Media Tensión y Pequeños consumidores de energía en Baja Tensión para actividad residencial o comercial ENSC = Potencia interrumpida (GCMT1+GCMT2+DS1+DS2+DS3) (kW) x Tiempo de Falla (hs) Se considera potencia activa simultánea de la totalidad de los clientes involucrados, información disponible en el Sistema de Teleoperación y Telemedición

Cálculo de ENS por Esquema Esquema D - Alimentación a Pequeños consumidores de energía en Baja Tensión para actividad residencial o comercial ENSD = Potencia interrumpida (DS1+DS2+DS3) (kW) x Tiempo de Falla (hs) Se considera potencia activa simultánea de la totalidad de los clientes involucrados en cada sistema de Distribución Secundaria, información disponible en el Sistema de Teleoperación y Telemedición

Costo económico de una interrupción de servicio Para el cálculo del costo económico de una interrupción de servicio podemos considerar dos criterio de evaluación: Costo económico de Energía no suministrada (ENS) conforme a penalizaciones del MEM Costo económico de Energía de acuerdo a tarifas máximas de cada categoría de suministro interrumpido (residencial, comercial o GCMT) en base a cuadro tarifario EPEC vigente

Costo económico de una interrupción de servicio Criterio adoptado: costo económico de energía no suministrada de acuerdo costos de penalizaciones vigentes FRECUENCIA TIEMPO CLIENTE (INTERRUPCION/ SEMESTRE) (HORAS/INTERRUPCIÓN) BAJA TENSIÓN 6 10 MEDIA TENSIÓN URBANO 4 3 MEDIA TENSIÓN RURAL ALTA TENSIÓN 2

Costos económicos de operación y mantenimiento del servicio eléctrico Los costos operativos de redes se pueden agrupar en función de las actividades propias de la Distribución en: costos de operación, de reparación y de mantenimiento preventivo

Operación de redes de Distribución Configuración permanente y de emergencia del sistema de MT y BT Control y regulación de las tensiones en barra de MT Control de la demanda de energía reactiva La maniobra del equipamiento eléctrico de centros de distribución

Operación de redes de Distribución La maniobra manual de SE MT/BT y redes de media y baja tensión La consignación de instalaciones La coordinación de las actividades de las guardias de reclamo La recolección y recopilación de datos de eventos en la red

Reparación de redes – Fallas en redes aéreas Media Tensión Reemplazo de postes y crucetas Reemplazo de aisladores y equipos Empalmes de conductores Reparación de aparatos de seccionamiento de red

Reparación de redes - Fallas en redes subterráneas Reparación de cables, empalmes y puntas terminales Reparación de edificaciones asociadas a canalizaciones subterráneas

Fallas en centros de transformación Estaciones MT/MT: transformadores de potencia, protecciones y mediciones, SCADA Subestaciones MT/BT: transformadores, seccionadores de línea y pat

Fallas en redes de baja tensión Reemplazo de postes y crucetas Reparación de puentes de redes Reparación de conductores Reemplazo de acometidas

Mantenimiento Preventivo Los planes de mantenimiento preventivo tienen como finalidad: Reducir las salidas de servicio intempestivas Reducir la cantidad de averías y su duración Asegurar la vida útil de las instalaciones Disminuir los costos por mala calidad de servicio

Mantenimiento Preventivo Optimizar el uso de la mano de obra, transporte y stock de materiales Disminuir las pérdidas técnicas Aumentar la seguridad de las instalaciones Mejorar la imagen de la empresa

Inversiones Las inversiones en los sistemas de Distribución en media tensión tienen como objetivo abastecer la demanda eléctrica El ente regulador considera las inversiones que responden a un plan de obras óptimo, conforme a principios de eficiencia del Marco Regulatorio

Inversiones eficientes “La empresa Distribuidora obtendrá una rentabilidad normal solo si es capaz de emular una empresa eficiente” para lo cual es necesario: Reducir los gastos de operación y mantenimiento Minimizar las decisiones de inversión

Valorizaciones de Zona Urbana Curva de Penalidades Urbana En función de los indicadores de calidad registrados en el año 2011 podremos definir la calidad de servicio urbana que estará identificada con un punto de la curva de penalidades

Curva de penalidades urbana Representaremos los puntos de la curva de penalidades en función de la calidad de servicio prestada a los usuarios, con la siguiente escala: Penalidad máxima: Frecuencia >12 interrupciones/semestre y Tiempo >15 horas/semestre. Calidad de servicio mala Penalidad óptima: Frecuencia =4 interrupciones/semestre y Tiempo =3 horas/semestre. Calidad de servicio óptima según regulador Penalidad cero: Frecuencia >0 interrupciones/semestre y Tiempo =0 horas/semestre . Calidad de servicio sobrevaluada

Curva de penalidades urbana

Inversiones en Zona Urbana Las inversiones están afectadas por el nivel de complejidad del sistema de Distribución, en función del número de clientes, topología de la red, ubicación de las estaciones alta/media tensión, etc Las áreas urbanas necesitan mejores dispositivos para la detección de fallas, menor tiempo de respuesta ante falla; lo que repercute en las decisiones de inversión

Operación y Mantenimiento en Zonas Urbanas Los costos operativos relacionados con la operación y mantenimiento se verán incrementados por la complejidad del sistema de Distribución urbano, en relación a recursos humanos, físicos y tecnológicos que deberán disponerse para optimizar la prestación del servicio eléctrico

Curva de costo total – Zona Urbana

Valorizaciones de Zona Rural Curva de Penalidades Rural En función de los indicadores de calidad registrados en el año 2011 podremos definir la calidad de servicio rural que estará identificada con un punto de la curva de penalidades

Curva de penalidades rural Representaremos los puntos de la curva de penalidades en función de la calidad de servicio prestada a los usuarios en zona rural, con la siguiente escala: Penalidad máxima: Frecuencia >12 interrupciones/semestre y Tiempo >15 horas/semestre. Calidad de servicio mala Penalidad óptima: Frecuencia = 6 interrupciones/semestre y Tiempo = 6 horas/semestre. Calidad de servicio óptima según regulador Penalidad cero: Frecuencia >0 interrupciones/semestre y Tiempo = 0 horas/semestre . Calidad de servicio sobrevaluada

Curva de penalidades rural

Inversiones y costos operativos en Zona Rural Las inversiones en zona rural están afectadas por el nivel menor de complejidad del sistema de Distribución Las áreas rurales necesitan dispositivos para la detección de fallas de menor costo en relación a las zonas urbanas lo que repercute en los costos operativos

Curva de costo total Zona Rural

Curva de costo total Zonas Urbana y Rural Si superponemos ambos diagramas de costo total para las zonas de prestación urbana y rural, podremos diferenciar: Las curvas de operación y mantenimiento son diferentes Las curvas de inversiones son diferentes La curva de penalidades es única

Curva de Costo Total Zona Urbana y Rural

Conclusiones De acuerdo al diagrama de curvas de ambas zonas podemos concluir que: Para obtener el mismo nivel de calidad de servicio, se requiere mayor inversión y gastos de operación y mantenimiento en las zonas urbanas La calidad de servicio óptima de la zona urbana (Cou) es menor que la zona rural (Cor)

Criterios de optimización del Costo Total Una vez definida la curva de costo total para cada zona corresponde realizar una evaluación de la calidad de servicio óptima para proponer criterios que nos permitan mejorar el desempeño de la gestión técnica sin exceder los límites de calidad de servicio exigidos por norma

Calidad Límite vs Calidad Optima en Zona Urbana

Calidad Límite vs Calidad Optima en Zona Rural

Conclusiones calidad óptima En Zona Urbana la calidad óptima es inferior a la calidad límite que por regulación corresponde a F = 4 interr/semestre y T= 3 horas/interr En Zona Rural la calidad óptima es inferior a la calidad límite que por regulación corresponde a F = 6 interr/semestre y T= 6 horas/interr

Criterios para optimizar la función penalidades Primeramente podemos concluir que resulta indispensable evaluar los costos de distribución e inversiones dividiendo los mercados eléctricos por zona urbana y rural La definición de los criterios de optimización será evaluada desde dos puntos de vista: gestión del Distribuidor y normativa del Regulador

Calidad inferior a la calidad límite Si el costo total óptimo refleja una calidad de servicio inferior a la calidad límite, entonces habrá que: Incrementar las inversiones y mejorar los planes de operación y mantenimiento (Gestión del Distribuidor) Modificar las penalizaciones orientadas a incrementar el costo de energía no suministrada (Gestión del Regulador)

Calidad superior a la calidad límite Si el costo total óptimo refleja una calidad de servicio superior a la calidad límite, entonces habrá que: Redefinir las inversiones y los planes de operación y mantenimiento orientados a minimizar el costo total (Gestión del Distribuidor) Verificar si las penalizaciones inciden en las decisiones del Distribuidor (Gestión del Regulador)

Conclusiones Para la ejecución del trabajo necesitamos un buen análisis de costos económicos de las actividades que intervienen en la calidad de servicio técnico La definición de costos por Zona es aplicable a la gestión técnico – económica de las empresas Distribuidoras

Recomendaciones La calidad de servicio de energía eléctrica es un tema preocupante que debe involucrar a todos los actores de la sociedad, para permitir mejorar la calidad de vida de sus usuarios y garantizar la rentabilidad de las empresas Distribuidoras

GRACIAS POR SU ATENCIÓN hmeyer@epec.com.ar