ING. HÉCTOR HUGO MEYER V CITTES - SALTA - AGOSTO DE 2011

1. “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

2. 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”

3. 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

4. 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

5. 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

6. Tarifas del suministro eléctrico Las tarifas eléctricas deben mostrar las señales de abundancia o escasez que surgen de los precios del mercado mayorista

7. 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

8. 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

9. 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

10. 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”

11. 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

12. 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

13. 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.

14. 1 Costo Mg Penalidades 2 3 Grado de satisfacción y confiabilidad del suministro (%) Curva de penalidades marginales Costo Mg ($)

15. 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%

16. 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 interrupcionesy los períodos de interrupción

17. Alternativa A – Mantenimiento óptimo y expansión total • Mantenimiento: 1 – Realizar poda de 500 árboles ……………. $5.000 2 – Reemplazar 50 aisladores orgánicos …… $15.000 3 – Reemplazar 70 postes de madera……….. $20.000 Costo Total Mantenimiento A …………………. $40.000 • Expansión: 1 – Incorporar 1 reconectador ………………... $20.000 2 – Incorporar 6 seccionadores a cuchilla …... $ 5.000 Costo Total Expansión A ……………………… $25.000 Costo Total Expansión y Mantenimiento Alternativa A $65.000

18. 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

19. 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

20. 0 70 100 Grado de satisfacción y confiabilidad del suministro (%) 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

21. 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

22. 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

23. 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

24. 0 Equil 70 100 Grado de satisfacción y confiabilidad del suministro (%) Condición de equilibrio Costo Mg ($) 55.000 10.000 Equilibrio 5.000

25. 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

26. APLICACIÓN DEL MODELO EN PROVINCIA DE CÓRDOBA

28. MERCADO EPEC

29. MERCADO PROVINCIA CÓRDOBA

31. MERCADO EPEC

32. MERCADO PROVINCIA CÓRDOBA

34. DISTRIBUIDORES PRIMARIOS MEDIA TENSIÓN EPEC

35. Gracias por su atención hmeyer@epec.com.ar