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“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 ($) 1 Costo Mg Penalidades 2 3 Grado de satisfacción y confiabilidad del suministro (%)
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 …………….
2 – Reemplazar 50 aisladores orgánicos …… 3 – Reemplazar 70 postes de madera………..
Costo Total Mantenimiento A ………………….
$5.000
$15.000
$20.000
$40.000
• Expansión: 1 – Incorporar 1 reconectador ………………...
2 – Incorporar 6 seccionadores a cuchilla …...
Costo Total Expansión A ……………………… $20.000
$ 5.000
$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 …………….
Costo Total Mantenimiento B ………………….
$5.000
$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 ………….
Costo Total Mantenimiento C ……………… $5.000
$5.000
Costo Total Expansión y Mantenimiento Alternativa C $5.000
Costo Mg ($)
Curva de Costos marginales de expansión y mantenimiento Las 3 alternativas pueden visualizarse en el siguiente gráfico 65.000
10.000
5.000
0 70 Grado de satisfacción y confiabilidad del suministro (%) 100
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 $9.000
Costo Mg ($)
Condición de equilibrio
55.000
10.000
Equilibrio
5.000
0 Equil 70 Grado de satisfacción y confiabilidad del suministro (%) 100
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 ZONA A B C D E F G H I EPEC LÍNEAS 13,2 Kv 1.737,26 524,09 302,09 239,37 461,90 345,11 186,65 398,79 243,03 4.438,29 LÍNEAS 33 Kv 0,00 0,00 271,50 10,56 32,74 0,00 242,18 133,52 48,54 739,04 TOTAL 1.737,26 524,09 573,59 249,93 494,64 345,11 428,83 532,31 291,57 5.177,33
MERCADO PROVINCIA CÓRDOBA
LÍNEAS MT – PROVINCIA – AÑO 2011 MERCADO EPEC LÍNEA 13,2 Km 4.438,00 LÍNEA 33 Km 739,00 LÍNEA 7,62 Km 0,00 LÍNEA MRT Km 0,00 TOTAL Km 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 EPEC
CLIENTES EPEC ZONA A B C D E F G H I EPEC CLIENTES 481.775
52.367
60.600
33.478
51.374
77.972
48.560
34.040
40.087
880.253
MERCADO PROVINCIA CÓRDOBA
CLIENTES PROVINCIA CÓRDOBA MERCADO EPEC COOP PROVINCIA CLIENTES 880.253
374.680
1.254.933
COOP CLIENTES POR MERCADO EPEC
DISTRIBUIDORES PRIMARIOS MEDIA TENSIÓN EPEC
ZONA A B C D E F G H I EPEC DISTRIBUIDOR 294 12 20 8 20 36 20 32 17 459