TRABAJO TÉCNICO. Título Evaluación de inversiones en cada mercado regional de EPEC para optimizar la calidad del servicio eléctrico

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1 Título Evaluación de inversiones en cada mercado regional de EPEC para optimizar la calidad del servicio eléctrico Propuesta de sesión * 4 Autor del Trabajo Nombre País Héctor Hugo Meyer Argentina hmeyer@epec.com.ar Palabras clave: Calidad de servicio Inversiones - Optimización 1 - RESUMEN El presente trabajo propone una metodología destinada a evaluar las inversiones necesarias para mejorar el desempeño de las redes de distribución eléctrica de cada mercado regional de la Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC) medido a través de los indicadores de calidad de servicio técnico. En la provincia de Córdoba, la distribución de energía es una actividad monopólica desarrollada por una empresa provincial, EPEC y 204 cooperativas eléctricas y de servicios. EPEC es el principal actor y único agente transportista y distribuidor reconocido del MEM en la provincia. Estas empresas de servicio son reguladas por un ente provincial ERSEP (Ente Regulador de Servicios Públicos), quien se encarga de controlar las relaciones entre el concedente (Estado Provincial) y las concesionarias (EPEC y Las Cooperativas) y entre estas últimas y los usuarios. En la actualidad el ente regulador estudia implementar un régimen de calidad de servicio en Córdoba, con penalidades por mala calidad del servicio, previendo una etapa inicial para diagnosticar la perfomance del sistema eléctrico. El trabajo propone analizar las inversiones por sistema o mercado regional eléctrico de EPEC en esta etapa de prueba asociadas a la calidad de servicio prestada 2 - INTRODUCCIÒN Las distribuidoras eléctricas de la Provincia de Córdoba conformadas por la Empresa Provincial de Energía de Córdoba segmentada en 9 regiones de distribución de energía eléctrica y 204 Cooperativas Eléctricas enfrentan el desafío de mejorar la gestión técnica a fin de optimizar el servicio eléctrico. Entendemos que evaluar el comportamiento y definir las causas que producen los mayores inconvenientes de servicio nos permite promover la eficiencia empresaria en la gestión de un servicio público de enorme importancia para el crecimiento estratégico de una provincia relacionada con actividades agrícola-industrial y turística. A efectos de jerarquizar los programas de mantenimiento en las redes de Distribución Primaria de EPEC y los planes de inversión en Estaciones Transformadoras Alta/Media Tensión resulta conveniente evaluar cada mercado regional de EPEC, de acuerdo a su comportamiento en los indicadores de calidad de servicio técnico. 1 / 10

2 Iniciamos el análisis con el mercado regional correspondiente a Zona E - Río Ceballos para lo cual nos propusimos incorporar una metodología orientada a cuantificar la calidad de servicio, identificar los desvíos que originan un mal desempeño y valorizar económicamente las sanciones para este mercado. Una vez analizado el comportamiento del mercado propondremos un programa de mantenimiento óptimo y un plan de inversiones que permita superar inconvenientes en el desempeño del servicio. 3 - DESARROLLO DEL TRABAJO Primeramente consideraremos las interrupciones de servicio de los distribuidores primarios del mercado regional Zona E de EPEC en los dos semestres del año 2012 y el primer semestre del año 2013 a efectos de definir los indicadores de calidad de servicio técnico por semestre y por mercado. Luego evaluaremos los apartamientos de los indicadores de cada mercado con referencia a la calidad de servicio óptima vigente en otras empresas distribuidoras provinciales de la República Argentina. Posteriormente realizaremos una evaluación económica de los apartamientos y definiremos las sanciones económicas a aplicar a cada mercado regional Finalmente confeccionaremos un plan de inversiones en redes de distribución y transformadores de potencia en estaciones transformadoras alta/media tensión que permitan alcanzar una calidad de servicio aceptable en cada mercado regional de EPEC, y analizaremos los tiempos de ejecución para cumplimentar los objetivos formulados 3.1- CÁLCULO DE INDICADORES DE CALIDAD DE SERVICIO TÈCNICO Previo a calcular los indicadores realizaremos una reseña de la normativa vigente referida a la Calidad del Servicio Técnico. La Calidad del Servicio Técnico prestado se evaluará en base a la Frecuencia de interrupciones y a la Duración de cada una de ellas en función de los siguientes indicadores: a) Frecuencia de interrupciones (cantidad de veces en un período determinado que se interrumpe el suministro a un cliente). b) Duración de cada interrupción (tiempo total sin suministro para cada interrupción). Para el análisis del caso consideraremos que actualmente el Ente Regulador no aplica sanciones económicas por mala calidad de servicio técnico en la provincia de Córdoba para lo cual corresponde realizar los análisis de evaluación y control de la calidad en una ETAPA DE TRANSICION. Para la determinación de los indicadores se computarán todas las interrupciones superiores a tres (3) minutos que originen la suspensión del suministro de energía eléctrica a algún cliente o al conjunto de ellos, ya sea que las mismas sean programadas o intempestivas. No se computarán para el cálculo las interrupciones inferiores e iguales a tres (3) minutos. Durante la ETAPA DE TRANSICION, y para los clientes cuyo suministro sea en baja tensión, se controlará la calidad del servicio técnico en base a indicadores que reflejen la frecuencia y el tiempo medio que queda sin servicio la red de distribución de cada prestador del servicio de distribución. Si los indicadores determinados superaran los límites establecidos, calcularemos la energía no suministrada que se aplicaría en sanciones económicas al prestador del servicio de distribución en dicho mercado regional de distribución. 2 / 10

3 Para la determinación de los indicadores se computarán todas las interrupciones que afecten la Red de Media Tensión de Distribución, independientemente si la causa inicial proviene de las propias instalaciones del prestador, o si su origen es externo al mismo, ya sea que provenga de la instalación de un cliente de Media o Baja Tensión, de otro prestador del servicio de distribución o transmisión, o del sistema de generación. Durante esta etapa no se computarán las interrupciones originadas en la red de Baja Tensión que queden circunscriptas en la misma, es decir aquellas que no produzcan la salida de servicio del Centro de Transformación MT/BT al que pertenezcan. Los límites de la red sobre la cual se calcularán los indicadores son, por un lado la botella terminal del alimentador MT en la subestación AT/MT, y por el otro, los bornes BT del transformador de rebaje MT/BT. La determinación de los indicadores se deberá discriminar por causa que originó la interrupción, agrupándose en Causas Propias de Distribución, y Causas Externas a la Distribución, entendiéndose por estas últimas a todas las interrupciones originadas en las instalaciones de otro prestador del servicio de distribución o transporte, sus propias redes que cumplan la función de transporte en Alta Tensión, o las referentes al sistema de generación. Veamos a continuación esta segmentación de las causas: CAUSAS EXTERNAS A LA DISTRIBUCION. Otro prestador de Transporte Sistema de Generación Restricción de carga Otras CAUSAS PROPIAS DE DISTRIBUCION FORZADAS: Propias Red MT - Climáticas Terceros - Ambientales - Red de BT - Cliente MT - Otras PROGRAMADAS: Mantenimiento - Ampliaciones - Maniobras - Otras En caso de superarse los límites establecidos para cada indicador, discriminado por Causas Propias De Distribución, y Causas Externas a la Distribución, corresponderá la aplicación de las sanciones previstas. Para el cálculo de los indicadores se computarán tanto las interrupciones como el déficit en el abastecimiento originado en los sistemas de generación y transporte. Solo se excluirán del cómputo aquellas interrupciones que tengan origen en causas de fuerza mayor las cuales deberán ser acreditadas en los tiempos y mediante los procedimientos aprobados. A continuación se describen los indicadores, el método de cálculo y los valores admitidos: Indices de Interrupción por KVA Nominal Instalado Los índices a calcular tanto para Causas Propias de Distribución como para Causas Externas a la Distribución, son los siguientes: a) FMIK - Frecuencia media de interrupción por KVA instalado (en un período determinado representa la cantidad de veces que el KVA promedio sufrió una interrupción de servicio). b) DMIK - Duración media de interrupción por KVA instalado (en un período determinado representa el tiempo medio en que el KVA promedio no tuvo servicio). Se calcularán de acuerdo a las siguientes expresiones: 3 / 10

4 a) FMIK = i kvafs i/ kvainst donde: i: sumatoria de todas las interrupciones del servicio por la causa considerada, en el semestre que se está controlando. kvafs i: cantidad de KVA nominales fuera de servicio en cada una de las interrupciones i. kvainst : cantidad de KVA nominales instalados. b) DMIK= i kvafs xtfsi / i kva fs i donde: Tfsi: Tiempo que han permanecido fuera de servicio los KVA nominales KVAfs, durante cada una de las interrupciones i. Los valores límites admitidos para estos índices, que se discriminan en función de las causas de la interrupción, son los siguientes: TIPO DE CAUSAS LFMIK LDMIK CAUSAS PROPIAS CAUSAS EXTERNAS Cálculo de Energía No Suministrada (ENS) En caso de haberse excedido alguno de los Índices por Causas Propias de Distribución, se determinará la Energía No Suministrada por esta causa mediante las siguientes expresiones: a) Caso en que se excedan ambos índices: ENSp = ( FMIKp x DMIKp - LFMIKp x LDMIKp ) x ETF / 4380 b) Caso en que se exceda el índice FMIKp: ENSp = ( FMIKp x LDMIKp - LFMIKp x LDMIKp ) x ETF / 4380 c) Caso en que se exceda el índice DMIKp: ENSp = ( LFMIKp x DMIKp - LFMIKp x LDMIKp ) x ETF / 4380 donde: ENSp : Energía No Suministrada por causas propias, en KWh ETF: Energía Total facturada en el semestre de control, en KWh En caso de haberse excedido alguno de los Índices por Causas Externas a la Distribución, se determinará la Energía No Suministrada por ésta causa mediante las siguientes expresiones: a) Caso en que se exceda ambos índices: ENSe = ( FMIKe x DMIKe - LFMIKe x LDMIKe ) x ETF / / 10

5 b) Caso en que se exceda el índice FMIKe: ENSe =( FMIKe x LDMIKe - LFMIKe x LDMIKe ) x ETF / 4380 c) Caso en que se exceda el índice DMIKe: ENSe = ( LFMIKe x DMIKe - LFMIKe x LDMIKe ) x ETF / 4380 donde: ENSe: Energía No Suministrada por causas externas, en KWh ETF: Energía Total facturada en el semestre de control, en KWh Determinación de las Sanciones para la ETAPA DE TRANSICION Para efectuar estos cálculos de indicadores y energías no suministradas, el sistema de gestión de red de EPEC deberá como mínimo almacenar la siguiente información: Datos de las interrupciones de la red, indicando inicio y fin de las mismas, equipos afectados, y equipos operados a consecuencia de la interrupción a fin de reponer el suministro (modificaciones transitorias al esquema operativo de la red). Para la determinación de la sanción se adoptará el valor de Energía No Suministrada, y se lo valorizará a U$S 1.5/kWh = 12 $/KWh, que representa el costo actual de esa Energía No Suministrada. SANCION = (ENS P+ ENS E) C Donde: SANCION: Sanción en $ a aplicar por los resultados del semestre de control ENS P: Energía No Suministrada por Causas Propias de Distribución ENS E: Energía No Suministrada por Causas Externas a la Distribución CENS: Costo de la Energía No Suministrada (12 $/KWh) 3.2- EVALUACIÓN DE APARTAMIENTOS DE LOS INDICADORES DE CALIDAD DE SERVICIO TÉCNICO Primeramente realizamos la evaluación de los indicadores de calidad de servicio para el mercado regional Zona E en cada semestre de estudio Indicadores de calidad de servicio Zona E Evaluación de indicadores de calidad por semestre Interrupciones: TODAS Indicadores 1er Semestre do Semestre er Semestre 2013 Frecuencia F 13,89 19,57 19,94 Duración D 0h 30min 0h 52min 1h 14 min 5 / 10

6 Si se requiere conocer con mayor precisión la incidencia en cada indicador de las Estaciones Transformadoras que conforman el mercado regional Zona E de EPEC, realizamos el siguiente análisis: Indicadores de calidad de servicio por Estación Transformadora Indicador Frecuencia de Interrupciones F Interrupciones: TODAS Estación AT/MT 1er Semestre do Semestre er Semestre 2013 LA CALERA 22,02 16,47 25,64 RIO CEBALLOS 13, ,66 SAN ROQUE VILLA ALLENDE 13,66 20,09 19,41 VILLA TOTORAL 7,32 17,4 2,45 Indicador Duración Media D Interrupciones: TODAS Estación AT/MT 1er Semestre do Semestre er Semestre 2013 LA CALERA 0h 28min 0h 13min 0h 23min RIO CEBALLOS 0h 14min 0h 20min 1h 59min SAN ROQUE 0h 22min 0h 05min 0h 41min VILLA ALLENDE 0h 34min 0h 37min 0h 34min VILLA TOTORAL 1h 23min 3h 29min 3h 54min Una vez realizados los análisis de los indicadores de calidad de servicio técnico notamos que se produjeron excesos sobre los límites regulados que son LFMIK = 4 y LDMIK = 1,1 por lo que concluimos que: Penalizaciones por mala calidad de servicio Indicadores 1er Semestre do Semestre er Semestre 2013 Frecuencia Exceso Exceso Exceso Duración No penaliza No penaliza Exceso 3.3- EVALUACIÓN DE SANCIONES ECONÓMICAS POR MALA CALIDAD DE SERVICIO TÉCNICO Previo a analizar las sanciones económicas realizaremos la recopilación de datos de Energía Total Facturada (ETF) en cada período semestral del mercado regional de Zona E de EPEC, que se refleja en el siguiente cuadro Semestre Energía Total Facturada (kwh) 1ª Semestre ª Semestre ª Semestre / 10

7 Conforme al análisis realizado corresponde primeramente realizar el cálculo de la Energía No Suministrada y luego el valor económico de las sanciones por mala calidad de servicio técnico Cálculo de Energía No Suministrada (kwh) 1er Semestre do Semestre er Semestre 2013 ENS Cálculo de Sanción Económica por mala calidad de servicio ($) 1er Semestre do Semestre er Semestre 2013 SANCIÓN Conforme a las sanciones calculadas a $12/kWh se hubieran aplicado al mercado regional Zona E de EPEC en los tres semestres de estudio un total de $ CONFECCIÓN DE UN PLAN DE INVERSIONES EN DISTRIBUCIÓN DE MEDIA TENSIÓN Y TRANSFORMACIÓN EN ALTA/MEDIA TENSIÓN PARA MEJORAR LA CALIDAD DE SERVICIO EN EL MERCADO REGIONAL DE EPEC El análisis de un plan de inversiones eléctrico tiene como finalidad satisfacer las demandas del mercado eléctrico asociado. En nuestro caso se trata de un mercado eléctrico regional de EPEC de aproximadamente clientes directos y 17 cooperativas eléctricas que prestan el servicio de distribución de energía eléctrica. Estas cooperativas son abastecidas desde los nodos mercado provincia a nivel 500 kv por EPEC Transportista en redes de 132 y 66 kv, con rebaje en Estaciones Transformadoras 132/13.2 kv y 66/13.2 kv. En líneas generales las cooperativas eléctricas compran la totalidad de su potencia y energía eléctrica a EPEC, en niveles de 13.2 kv desde barras de media tensión de estaciones transformadoras AT/MT o desde el Distribuidor de 13.2 kv próximo a la cooperativa. 4.1 ANÀLISIS DEL PLAN DE INVERSIONES EN TRANSPORTE Cuando analizamos las características del mercado regional y sus fuentes de abastecimiento de potencia desde las redes de transporte en 132 y 66 kv y las estaciones transformadoras 132/66 kv, notamos que se trata de un mercado con redes y transformadores con capacidad saturada o muy próximo a saturarse, que requiere de un pormenorizado diagnóstico a fin de proponer inversiones para levantar restricciones que derivan en cortes intempestivos afectando la calidad de servicio técnico. Considerando que las inversiones han sido evaluadas en los planes de transporte provincial y reflejadas en los presupuestos anuales, propondremos valorizarlas al costo actual a fin de confeccionar un plan de inversiones que contemple costos y tiempos de ejecución. A continuación se expondrá el plan de Transporte propuesto para esta región: 1 - Construcción de ET Mendiolaza 132/13.2kV Inversión $ Construcción de LAT 132 kv Guiñazú Mendiolaza Inversión $ Construcción de ET Cooperativa Colonia Caroya 132/13.2 kv Inversión $ Construcción de ET Pozo del Tigre 66/13.2 kv Inversión $ / 10

8 Estas obras contempladas en el Presupuesto EPEC se han previsto ejecutar en el período Total de inversiones en el Plan de Transporte: $ Con estas inversiones proponemos reducir las interrupciones por sobrecarga o déficit de abastecimiento que para el 1 Semestre de 2012 totalizaron una frecuencia de 1.57 o sea un 11.30% del total, además de garantizar la disponibilidad de potencia en el período PROGRAMA INTEGRAL DE MANTENIMIENTO E INVERSIONES EN DISTRIBUCIÒN Realizamos un análisis de las causas de interrupciones para cada período semestral, que nos permitió detectar la incidencia porcentual de cada causa en el total, a efectos de proponer inversiones en redes de distribución para alcanzar una calidad de servicio aceptable. Veamos a continuación el análisis correspondiente al 1er Semestre de 2012 de Zona E que nos servirá como base del análisis para los restantes semestres. Análisis de causas de interrupciones Frecuencia = 13,89 Período = 1ª Semestre 2012 Zona E Causa Frecuencia incidencia Lluvia 0,23 1,66% Viento 0,3 2,16% Maniobras en red 0,68 4,90% Mantenimiento correctivo 1,09 7,85% Mantenimiento preventivo 1 7,20% Obras/Ampliación 0,27 1,94% Pájaros 0,31 2,23% Poda 0,58 4,18% Restricción carga 0,36 2,59% Sobrecarga 1,21 8,71% Arboles/Ramas 2,17 15,62% Arrastre red MT 0,03 0,22% Corte conductor 0,68 4,90% Defecto aislación 0,05 0,36% Desconocida 0,49 3,53% Instalación cliente MT 0,24 1,73% Instalación cooperativa 0,25 1,80% Otras 3,95 28,44% Total 13,89 En base a este análisis podemos inferir que las causas más relevantes agrupadas son: 8 / 10 - Derivadas del mantenimiento correctivo (viento, arrastre red MT, pájaros, maniobras en red, mantenimiento correctivo) = Derivadas del mantenimiento preventivo (poda, árboles, corte conductor, defecto aislación, instalación cliente MT, instalación cooperativa, mantenimiento preventivo) = Derivadas de obras = 0.27 Estos grupos de causas totalizan una frecuencia de 7.65, es decir el 55% de las interrupciones totales,

9 por lo que al proponer acciones directas sobre estas causas orientadas a la gestión técnica del mantenimiento y a decisiones de inversión, mejoraremos el desempeño de los sistemas de distribución y la calidad del servicio técnico. A continuación se expondrá el plan de Distribución propuesto para esta región: 1 Instalación de celdas para dos nuevos distribuidores 13.2 kv desde ET Río Ceballos. Inversión $ Construcción de cuatro nuevos distribuidores 13.2 kv desde ET Mendiolaza. Inversión $ Construcción de cuatro nuevos distribuidores 13.2 kv desde ET Pozo del Tigre. Inversión $ Programa de mantenimiento de distribuidores 13.2 kv. Inversión $ Estas obras contempladas en el Presupuesto EPEC se han previsto ejecutar en el período Total de inversiones en el Plan de Distribución: $ Entendemos que si se cumplimentan estas inversiones en Transporte y Distribución podremos reducir las causas de interrupciones y mejorar el desempeño de la calidad de servicio técnico actual. Analizaremos a continuación en un cuadro resumen las inversiones y las reducciones en multas por mala calidad de servicio: CUADRO RESUMEN INVERSIONES Y SANCIONES ZONA E PERÍODO 2014/2016 INVERSIONES DISTRIBUCIÓN $ 5,5000,000 TRANSPORTE $126,000,000 TOTAL INVERSIONES $131,500,000 SANCIONES SANCIÓN PROMEDIO SEMESTRAL $11,300,000 SANCIÓN SEMESTRAL LUEGO INVERSIONES (10%) $1,300,000 CONCLUSIONES DEL TRABAJO Nos planteamos como premisa básica evaluar las inversiones necesarias para mejorar el desempeño de las redes de distribución eléctrica de cada mercado regional o Zona de la Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC) medido a través de los indicadores de calidad de servicio técnico. Para la ejecución del trabajo necesitamos realizar un exhaustivo análisis de la calidad de servicio medida por indicadores que nos permitiera una correcta interpretación de la información para mejorar el proceso de toma de decisiones. Para ello tuvimos que adoptar normativas vigentes en otros mercados provinciales de la República Argentina que nos permitió mensurar la calidad de servicio técnico y cuantificar los desvíos, a efectos de facilitar la identificación de las causas que generan las distorsiones sobre los valores admitidos. 9 / 10

10 Un capítulo especial fue dedicado a analizar las interrupciones de servicio ocurridas para distintos distribuidores en media tensión en el área en estudio, pues nos encontramos con la particularidad de un universo muy amplio de sucesos ocurridos, de acuerdo al lugar geográfico ó al período de estudio. Una vez identificadas las causas de interrupciones pudimos proponer un programa integral de mantenimiento de distribuidores de media tensión y elaboramos una propuesta de inversiones en estaciones transformadoras y líneas de media tensión, ambos destinados a mejorar la perfomance de los indicadores de calidad. Finalmente pudimos calcular el costo de la energía no suministrada conforme a la normativa y relacionar este costo con las inversiones propuestas para mejorar la calidad de servicio. BIBLIOGRAFÍA Bastos, C. y Abdala, M. (1993). Transformación del sector eléctrico argentino. Santiago, Chile: Antártica. Empresa Provincial de Energía de Córdoba. (2013). Información presupuesto EPEC períodos 2013 y Córdoba, Argentina: Autor. Empresa Provincial de Energía de Córdoba. (2013). Información Módulo Eventos Sistema Técnico EPEC períodos 2012 y Córdoba, Argentina: Autor. Meyer, H. (2013). Análisis tarifario de los mercados regionales de la Distribución y Transporte de energía eléctrica en la Empresa Provincial de Energía de Córdoba. Año Córdoba, Argentina: Autor. Rodríguez Pardina, M. (enero, 1999) Manual de Principios Tarifarios y Mecanismos regulatorios para los servicios públicos. Recuperado de 10 / 10