“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
1
Costo
Mg ($)
2
Costo Mg
Penalidades
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 $5.000
Curva de Costos marginales de
expansión y mantenimiento
Las 3 alternativas pueden visualizarse en el siguiente gráfico
Costo Mg ($)
65.000
10.000
5.000
0
70
100
Grado de satisfacción y confiabilidad del suministro (%)
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
$9.000
Condición de equilibrio
Costo Mg ($)
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
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 CÓRDOBA
LÍNEAS 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 EPEC
CLIENTES 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
COOP
EPEC
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
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