Por último, es necesario establecer un comité de calidad

Mantener un comité de calidad con reuniones periódicas que tenga la función de monitorear el desempeño del suministro eléctrico y los indicadores de calidad del producto, además de seguir los planes de acción establecidos por las áreas de negocio. Este comité debe fomentar y garantizar que los indicadores de calidad se presenten o se presenten semanalmente a los empleados de los niveles jerárquicos (desde los directivos hasta los electricistas). Las reuniones y los paneles se utilizan para discutir la evolución de estos indicadores.

Soporte técnico y departamento dedicado

Un centro de operaciones y equipos de mantenimiento deben estar disponibles 24 horas al día, 7 días a la semana, para gestionar las contingencias en los sistemas de distribución. El centro de operaciones debe estar disponible el 100% del tiempo, ya que los equipos de mantenimiento deben responder cuando sea necesario. También debe haber cuadrillas específicas para realizar inspecciones en zonas de difícil acceso. Para todas las regiones, debe haber cuadrillas de mantenimiento que cubran toda la población atendida, y para las zonas con mayor densidad de población.

Debe funcionar un departamento dentro de la empresa de distribución encargado de analizar el rendimiento de los indicadores de continuidad y calidad. Este departamento debe proporcionar informes a los ejecutivos y ayudar a otros departamentos a dirigir sus acciones para mejorar estos indicadores. Este departamento debe contar con una metodología de control para el cálculo de los indicadores de calidad con certificación reconocida como ISO 9000. En el ámbito de esta área, se deben realizar análisis para identificar las zonas con riesgo de no cumplir con el servicio de suministro y distribución de electricidad y, si es el caso, tomar las medidas oportunas. Se analizan las tendencias de la continuidad del suministro y (en su caso) los resultados económicos (se sugiere la evaluación y revisión periódica de las prácticas de continuidad). Por último, la empresa de servicios públicos debe comprometerse con el regulador para discutir cómo las autoridades reconocen las inversiones en el control de la tensión en la inversión de capital y los costes operativos.

Línea de base y plan maestro

Es imprescindible desarrollar un plan de mejora o control de la calidad, a partir de un diagnóstico que identifique la línea base (estado actual de la calidad del servicio según los indicadores seleccionados y estandarizados), los factores específicos que provocan las principales interrupciones del suministro, la localización donde la calidad del suministro es deficiente (región, circuito, cliente), la definición de los objetivos y metas de calidad, la definición de las estrategias para abordar cada campo de actuación, la formulación de los proyectos, la definición de un calendario de implantación, la asignación de responsabilidades en la organización, los criterios de evaluación del plan y la evaluación económica y financiera del mismo.

Los indicadores de calidad del servicio deben registrarse regularmente y mantenerse en consonancia con la metodología utilizada para la definición de la línea de base, a fin de evaluar adecuadamente los resultados de los proyectos orientados a la calidad del servicio.

En cuanto a la posible duración de un plan de mejora de la calidad, que puede definirse a nivel sectorial por subáreas de distribución, o a nivel de la empresa en su conjunto, depende en gran medida de la situación de partida y del esfuerzo inversor en calidad, que también está estrechamente relacionado con la inversión en reposición y modernización de la red (el estado general de las redes puede afectar en gran medida a la calidad, así como la retribución reconocida por el regulador por los gastos de mantenimiento preventivo y correctivo). Sin embargo, tomando como referencia el reciente caso de Colombia, que define una senda de mejora gradual del 8% anual hasta alcanzar el objetivo, un plazo máximo de 10 años puede ser razonable para las empresas con indicadores deficientes.

Normas de mantenimiento y operación

La empresa eléctrica debe contar con protocolos y normas para realizar el mantenimiento correctivo y preventivo en las subestaciones y redes eléctricas. Existen planes de seguridad para contingencias relacionadas con la calidad del suministro y la distribución de energía eléctrica. También se recomienda que se realice una verificación del estado operativo de los elementos del sistema de suministro y distribución ( para los que es posible la inspección visual o la prueba de funcionamiento ) al menos una vez cada 3 años, y para los sistemas estratégicos, cada año.

Tanto para el mantenimiento correctivo como para el preventivo, es deseable el uso de herramientas SIG para apoyar el aislamiento, la reparación y la resolución de contingencias, así como para rastrear y registrar eficazmente dónde se está realizando el mantenimiento (lo que puede proporcionar una valiosa información de planificación para el despliegue de nuevos programas e inversiones orientados a la calidad). En los sistemas con varias fuentes de suministro alternativas, existen protocolos del centro de operaciones para garantizar la calidad del suministro en el uso inicial de nuevas fuentes de suministro (fuentes e interconexiones), así como protocolos para analizar y resolver el incumplimiento de la normativa aplicable en materia de calidad de suministro y distribución.

Integración de recursos energéticos distribuidos

El uso de las nuevas tecnologías de energía distribuida (sistemas fotovoltaicos, pilas de combustible, almacenamiento de energía y vehículos eléctricos) conectadas a la red requiere mejoras en todas las normas de interconexión para definir los requisitos que deben cumplir estas tecnologías para una integración segura y fiable con las redes eléctricas de las empresas. Estas normas abordan cuestiones como la calidad de la energía y los límites de tensión y la potencia máxima que se puede conectar. Por ejemplo, en muchos países, las normativas locales contemplan estos procedimientos; sin embargo, cuando esto no ocurre, los países pueden utilizar las referencias del IEEE, como la IEEE 1366 y la IEEE 1547, y los estudios técnicos.

Un ejemplo relevante es el Nuevo Código de Red en Colombia (actualmente en revisión) que considera una importante integración de la generación intermitente al sistema nacional (no para la GD). El estudio contratado por el Regulador (CREG) propone diferentes normas en campos como protecciones (protecciones de falla), respuesta rápida de frecuencia, y calidad de la forma de onda de tensión, para lo cual se propone actualizar los requerimientos actuales considerando la incorporación de la electrónica de potencia de los parques eólicos y fotovoltaicos (FACTS-Flexible AC Transmissions Systems , EES - E lectrical Energy Storage, y en el futuro HVDC-High Voltage Direct Current ).

En cuanto a la integración de la GD, la conexión a la red debe cumplir con las normas de tensión establecidas por la autoridad competente o la empresa de servicios públicos para el sistema de transmisión y distribución, para evitar efectos técnicos negativos en la red en aspectos como la regulación de la tensión, la inversión del flujo de potencia, los límites térmicos, las corrientes de cortocircuito, la coordinación de la protección, la calidad de la energía y el funcionamiento en isla.

Además, una opinión generalizada es que la integración de la generación distribuida debe hacerse por etapas (como una etapa moderada para la red existente, la integración total y el desarrollo de mercados localizados).

En este contexto, las mejores prácticas consisten principalmente en

• Realizar estudios técnicos especializados para determinar la norma técnica adecuada para la disponibilidad de la capacidad del sistema. Por ejemplo, en Colombia se fijó en un máximo del 15% de la capacidad de un circuito.

• Realizar estudios periódicos para actualizar estos estándares en función del desarrollo de la red y la incorporación de la generación distribuida.

• Definir e implementar procedimientos adecuados para promover la integración de la generación distribuida. Por ejemplo, la publicación y actualización permanente en el portal oficial de Internet de las capacidades disponibles en cada circuito y las solicitudes de conexión en trámite, aceptadas y de generación instalada; la adopción de formatos estandarizados para presentar la solicitud de conexión, los pasos del proceso y los plazos de respuesta.

Resistencia de la red eléctrica frente a fenómenos naturales

Los fenómenos naturales pueden provocar apagones con interrupciones prolongadas de la carga. Aunque estos sucesos se caracterizan por un alto nivel de imprevisibilidad, las empresas de servicios públicos tienen formas de reducir y mitigar sus consecuencias. Se pueden utilizar algunas prácticas para cada tipo de evento:

• La caída de rayos es uno de los principales factores de las interrupciones de suministro no planificadas en los sistemas eléctricos. Algunas soluciones clásicas son: (i) se pueden instalar equipos económicos en las líneas de distribución y transmisión para encontrar la trayectoria de un rayo; (ii) utilizar correctamente los descargadores de sobretensión para reducir las tensiones inducidas, es decir, los descargadores de sobretensión funcionan mejor cuando la resistencia de la toma de tierra es menor, y los descargadores adyacentes tienen distancias más cortas; y (iii) instalar cables de blindaje para disminuir la frecuencia de los rayos en las líneas eléctricas.

• Inundaciones: Un método de identificación de cambios para cartografiar las inundaciones en zonas urbanas mediante imágenes de satélite puede servir para clasificar las imágenes cercanas a los ríos y prever dónde es probable que se produzca una nueva inundación. El objetivo es encontrar el plan de refuerzo óptimo para la resiliencia del sistema y el funcionamiento óptimo del sistema eléctrico en el peor de los casos. Algunas acciones posibles son (i) preasignación de generadores de energía móviles; (ii) replanificación de las ubicaciones óptimas de conmutación utilizando ubicaciones de recursos energéticos distribuidos; y (iii) r evisión de la red eléctrica actual para alimentar a los clientes críticos 

• Huracanes: Estos eventos provocan una reducción forzada de la carga debido a los daños en los equipos de distribución . En esta situación, algunas soluciones son (i) invertir en una operación que utilice los conceptos de microrredes en un sistema de distribución para aumentar la capacidad de autocuración y permitir que el sistema de distribución se restablezca antes cuando se produzcan cortes. También hay que considerar la posibilidad de integrar los recursos energéticos distribuidos en las microrredes; (ii) utilizar una programación proactiva en respuesta a los huracanes inminentes en las microrredes de portadores de energía múltiples; (iii) puede utilizarse una metodología de autocuración seccionando el sistema de distribución en microrredes tras la ocurrencia de una catástrofe natural; y (iv) durante los huracanes, desarrollar un método para aliviar el efecto cascada en las redes de transmisión utilizando un método de aislamiento preventivo basado en el riesgo.

• Tormentas de viento: pueden provocar fallos en los equipos al golpear la red eléctrica. Para mitigar estos efectos, las compañías eléctricas deben realizar proyectos personalizados para las líneas de transmisión y distribución de las regiones con mayor incidencia de estos eventos. En la primera etapa, se crean modelos empíricos basados en datos históricos y meteorológicos. La segunda etapa consiste en el seguimiento en tiempo real de las tormentas de viento. Durante el diseño de las nuevas líneas de transmisión o la evaluación de las antiguas, debe mantenerse un nivel aceptable de compromiso entre el coste y la probabilidad de fallo. Además, es posible establecer un marco de gestión proactiva de las microrredes para coordinar los recursos del lado de la demanda, asegurar la regulación de la tensión y reprogramar la generación.

• Incendios forestales: pueden provocar una temperatura intensa, lo que lleva a la explosión de los transformadores y a la modificación de las propiedades dieléctricas y mecánicas de las líneas de T&D. Algunas soluciones posibles son : (i) sustituir los transformadores sumergidos en aceite por otros de tipo seco; (ii) aplicar la monitorización de la línea de transmisión en tiempo real para identificar la calificación dinámica de la línea durante casos normales o de contingencia; (iii) utilizar un mecanismo de detección de incendios rentable con diferentes tecnologías; (iv) utilizar un marco distribuido de múltiples vehículos aéreos no tripulados para evitar que los humanos realicen un seguimiento dinámico y peligroso de los incendios. Reduce el coste operativo, rastrea correctamente el progreso del incendio, evita las colisiones en vuelo y colabora bien con los vehículos cercanos.

Selección y normalización de los indicadores de calidad

Es necesario definir indicadores adecuados que permitan un correcto seguimiento y control de la evolución de la calidad en el tiempo. Los indicadores comúnmente utilizados que ya se han mencionado (SAIDI, SAIFI, etc.) sirven de referencia. Aunque el uso de diversos indicadores de calidad dentro de la operación de los distribuidores con fines de gestión y planificación es una práctica común y puede estar ya en marcha, la definición de indicadores comunes y estandarizados dentro de un país o marco regulatorio concreto permite  (i) realizar una evaluación comparativa de los resultados entre pares; (ii) incorporar criterios específicos en el cálculo de los indicadores que puedan ser relevantes dentro de un contexto particular; (iii) definir objetivos políticos a medio y largo plazo; y (iv ) calibrar y hacer un seguimiento de los resultados para la aplicación de incentivos financieros dentro de un marco regulador común. 

Normas de rendimiento

Se refiere al nivel de calidad que se espera y/o se exige a una empresa (o a un grupo de empresas). La definición de las normas de rendimiento debe tener en cuenta las condiciones propias de cada sistema (por ejemplo, la topología, los fenómenos meteorológicos, etc.) y puede tratar de alcanzarse gradualmente con el tiempo.

Aunque los indicadores de calidad y las normas de rendimiento se suelen comunicar y seguir a un nivel agregado o medio (es decir, el SAIDI anual de una empresa, el SAIDI medio de un país, etc.), también pueden especificarse para grupos de usuarios finales en función de su importancia o prioridad. Por ejemplo, un indicador SAIDI de 30 horas para una distribuidora significa que, por término medio, un cliente experimentará 30 horas de interrupciones del suministro eléctrico en un año; sin embargo, el valor medio oculta muy probablemente el hecho de que hay un conjunto de clientes que experimentan interrupciones del suministro que superan ampliamente las 30 horas en el año. El ejemplo anterior pone de manifiesto que, aunque una distribuidora pueda mejorar por término medio sus indicadores de calidad, no necesariamente está logrando mejoras para los usuarios que experimentan la peor calidad de servicio dentro de la red.

Para hacer frente a este problema, se pueden utilizar los conceptos de calidad individual y de cliente peor atendido (clientes cuya calidad de servicio está por debajo de un determinado umbral en relación con la calidad de servicio media). Por lo tanto, se pueden establecer normas de rendimiento a nivel individual o para un grupo de clientes. El seguimiento y el análisis de la calidad del servicio deben realizarse, por tanto, a un nivel de desagregación mucho más bajo (es decir, a nivel de circuito). 

Base de datos pública e información al usuario final

Es especialmente importante que la autoridad reguladora o de control establezca un sistema de información pública periódica, y la obligación de informar en la facturación mensual de la calidad que se exige, así como de la que se está suministrando. Esto incentiva a la distribuidora a probar los resultados, proporciona transparencia y permite el seguimiento por parte de los consumidores.

Incentivos financieros

Los distribuidores pueden recibir un incentivo positivo, o negativo, que suma, o resta, a sus ingresos en función de los resultados del servicio. Por ejemplo, un rendimiento superior al requerido puede permitir un aumento de la remuneración del distribuidor. Los incentivos pueden aplicarse a través de la correcta definición de los indicadores de calidad y los estándares de rendimiento, así como de su adecuada calibración (es decir, los incentivos positivos y negativos deben estar alineados con el impacto económico que puede representar un aumento o una disminución de la calidad).

Además, se puede determinar que los incentivos se apliquen y se controlen en función del rendimiento medio de un indicador de calidad (rendimiento medio de SAIDI, SAIFI, etc.), en función del rendimiento de los niveles de calidad individuales (calidad del cliente peor atendido), o de ambos. Por ejemplo, si un distribuidor está progresando en su rendimiento medio de la calidad del servicio, puede ser objeto de recibir unos ingresos más elevados, pero si al mismo tiempo los clientes peor servidos no han experimentado una mejora en la calidad del servicio, el distribuidor debe pagar una compensación económica a los clientes peor servidos (es decir, cobrando una tarifa energética más baja hasta que la calidad del servicio mejore para este grupo de clientes).

Teniendo en cuenta que la calidad del suministro de electricidad puede depender en gran medida de factores externos (es decir, las condiciones meteorológicas o los fenómenos naturales de un año concreto afectaron al rendimiento de la red), deben considerarse umbrales de rendimiento superiores e inferiores. De este modo, los distribuidores pueden operar dentro de unos límites aceptables dentro de los cuales no se activan incentivos financieros positivos o negativos.

Un ejemplo de esquema de calidad basado en incentivos es el adoptado en Colombia (Resolución CREG 015 de 2018). La calidad en los sistemas de distribución se mide anualmente en términos de dos indicadores SAIDI y SAIFI. Con base en la mejora, o deterioro, de la calidad promedio del sistema (promedio de los eventos que afectaron a todos los usuarios atendidos por la empresa distribuidora durante el año anterior), respecto a una meta establecida por el regulador, la empresa distribuidora recibirá un incentivo anual, positivo o negativo, que se suma o resta de los ingresos regulados. El objetivo de calidad media, tanto para el SAIDI como para el SAIFI, se fija en una mejora anual del 8%. Hay un colchón de +/- 0,5% en el cumplimiento del objetivo anual, dentro del cual, el incentivo es cero. Los indicadores de objetivos a largo plazo son 2 horas y 9 interrupciones para SAIDI y SAIFI respectivamente. Estos indicadores se calculan, se registran y se tienen en cuenta por la ISO, que se encarga de los cálculos de las tarifas mensuales.

Despliegue de la tecnología

La implantación de nuevos dispositivos digitales, comunicaciones y sistemas de control puede ayudar a las empresas de servicios públicos a mejorar su calidad de servicio. Las empresas de servicios públicos están desplegando tecnologías avanzadas para planificar, gestionar y controlar el suministro de electricidad con el fin de permitir un flujo bidireccional seguro y fiable de electricidad e información, apoyar el creciente número de recursos energéticos distribuidos y apoyar a los clientes que participan en los mercados de electricidad como proveedores de energía y gestores de la demanda. Estos dispositivos incluyen, por ejemplo, unidades de medición de fasores (PMU) y tecnología específica para el seguimiento y registro de cortes, como el software eReliability Tracker o el control de supervisión y adquisición de datos ( SCADA ) . Por ejemplo, la tecnología PMU puede detectar oscilaciones de baja frecuencia que los sistemas SCADA no detectan, lo que permite a los operadores actuar y evitar perturbaciones generalizadas.

Para ayudar al proceso de gestión de los indicadores técnicos, se recomienda que la empresa de servicios públicos recopile y evalúe los datos desglosados de las interrupciones, por ejemplo, por nivel de tensión y por causa, con el fin de identificar mejor las prioridades de las prácticas y las intervenciones en la red. Del mismo modo, la información individual y la verificación de la calidad de la tensión a petición de los usuarios se lleva a cabo a iniciativa de la empresa. Los gestores de redes de distribución recopilan información sobre el número de reclamaciones de tensión de los clientes y el número de problemas de tensión resueltos y los publican periódicamente.

Las empresas de servicios públicos deben disponer de un protocolo de control de la calidad de la energía eléctrica autoabastecida, así como de registros de los resultados, aplicando criterios al menos tan estrictos como los establecidos por la normativa. Se mantienen registros de los parámetros de funcionamiento medidos en todas las subestaciones eléctricas. Se dispone de sistemas de telecontrol para la gestión de los procesos y parámetros internos de la subestación eléctrica, existiendo umbrales de alarma para el mantenimiento correctivo y el ajuste de la operación. Existen estaciones automáticas de control de la calidad de la energía eléctrica en las salidas de las subestaciones eléctricas.

Inversiones para reducir el SAIDI y el SAIFI

En general, las nuevas inversiones en los sistemas de energía buscan principalmente satisfacer el aumento de la carga de los clientes, sin embargo, es importante buscar inversiones que estén dirigidas exclusivamente a reducir la duración de los cortes y/o el número de clientes afectados por cortes específicos, como por ejemplo

• Instalar un fusible adicional: todos los cortes relacionados con un lugar específico tienen una probabilidad de reducir el número de clientes afectados.
• Instalar seccionadores: Puede aislar la parte defectuosa de la línea de distribución y devolver el servicio al circuito.
• Sustituir un fusible por un reconectador: tiene una alta probabilidad de reducir la duración de todos los cortes relacionados con el fusible que se sustituye y con causas como rayos, árboles, pájaros, etc.
• Colocar líneas de distribución cortas bajo tierra: se eliminan todos los cortes en este alimentador con la mayoría de las causas (por ejemplo, rayos, árboles, accidentes de tráfico, etc.) (la empresa de suministro puede seleccionar sólo algunas zonas para este paso)
• Añadir picos de pájaros / reflectores: todos los cortes relacionados con los pájaros tienen una alta probabilidad de reducirse.
• Añadir una barrera para evitar que los accidentes de tráfico provoquen apagones: los apagones en el lugar donde se añade una barrera tienen una probabilidad de ser eliminados.
• Aumentar el gasto de la empresa de servicios públicos en la difusión de los medios de comunicación para mejorar la concienciación y el tiempo de respuesta: la duración de los apagones tiene una probabilidad de reducirse.
• Instalar el almacenamiento de energía eléctrica (EES) en comunidades rurales o alejadas de los centros urbanos, donde la instalación de conexiones cruzadas no son económicas o incluso factibles y así mantener un nivel de SAIDI admisible.

No existe una norma ni un coste de referencia para los planes de mejora de la calidad porque depende de la casuística particular de cada empresa en aspectos como la topología (por ejemplo, topología urbano-rural, redes radiales o redundantes), el estado de la red y los indicadores en las diferentes regiones donde se presta el servicio. En función del nivel de calidad de servicio actual, y del tipo de incentivos por mala o buena calidad, la empresa debe realizar una evaluación financiera de las inversiones para definir la estrategia óptima. Por ejemplo, en ciertas redes radiales, la definición del número óptimo de reconectadores a instalar depende de este análisis.

Capacidad estructural para verificar que la distribución de electricidad es adecuada y hay redundancia

El sistema de distribución de energía eléctrica debe ser capaz de suministrar toda la demanda de energía eléctrica para los diferentes niveles de carga y mejorar la redundancia del sistema es una mejora importante para aumentar la fiabilidad. El diseño de la infraestructura de suministro y distribución de energía eléctrica se concibe para minimizar el impacto debido a las contingencias, para cumplir con los estándares de servicio (calidad y continuidad) y para renovar los elementos del sistema de suministro y distribución que tengan en cuenta el riesgo de impacto en la continuidad del servicio. De esta manera, existen criterios de diseño de la red de distribución que consideran la calidad del suministro y la distribución de la energía eléctrica. Así, la planificación y operación de la infraestructura adopta criterios para prevenir el riesgo de interrupción del servicio y las variaciones no deseadas en la calidad (tensión, frecuencia, capacidad y otros).

En la planificación, las empresas de servicios públicos deben utilizar el criterio denominado N-1, es decir, el suministro de electricidad debe mantenerse incluso si falla 1 equipo en el sistema, para algunos clientes con alta criticidad, es posible utilizar el criterio N-2. En la operación, con las tecnologías de comunicación y medición, la reconfiguración y los esquemas de aislamiento de la Generación Distribuida ( DG ) son posibles métodos que pueden ayudar a implementar la fiabilidad diferenciada. En el caso de los nuevos activos, existen protocolos para garantizar la calidad de la electricidad al integrar la nueva infraestructura en el sistema. A veces, estos nuevos activos requieren interrupciones planificadas; si es así, es importante que se notifique a los clientes con antelación para minimizar el impacto de los cortes de electricidad. Los contadores inteligentes también pueden proporcionar ciertas mediciones de calidad y funciones de control, sin un aumento excesivo del precio para los clientes, como las capacidades de supervisión de la calidad de la tensión.

Ingeniería

El equipo de ingeniería, además de buscar innovaciones y nuevas tecnologías, también debe estar mejorando constantemente los procesos actuales, tales como:

a) Diseño de Subestaciones y Redes Eléctricas: Es importante estandarizar el diseño de redes y subestaciones eléctricas, porque esto puede minimizar el esfuerzo y tiempo en nuevos proyectos y también ayudará a estandarizar planes de mantenimiento y operación que se puedan ejecutar de manera consistente a un costo mínimo.

b) Fabricante: se recomienda que se le pida al fabricante que proporcione servicios de mantenimiento durante el período de garantía. Esto garantizará la responsabilidad de un solo punto por los problemas de fabricación y mantenimiento. Los costos asociados con un contrato de mantenimiento anual pueden incluirse en el costo inicial del equipo.

Estándares técnicos

El uso de nuevas tecnologías de energía distribuida (sistemas fotovoltaicos, celdas de combustible, almacenamiento de energía y vehículos eléctricos) conectados a la red requiere mejoras en todos los estándares de interconexión para definir los requisitos que estas tecnologías deben necesitar para una integración segura y confiable con las redes eléctricas de los servicios públicos. Estos estándares abordan cuestiones como la calidad de la energía y los límites de voltaje, por ejemplo. En muchos países, las regulaciones locales proporcionarán estos procedimientos; sin embargo, cuando esto no ocurra, los países pueden utilizar referencias IEEE como IEEE 1366 e IEEE 1547.

Contratos de desempeño

Se fomenta el uso de empresas que realicen actividades de ingeniería y soporte, y los contratos que se establezcan deben tener sus pagos condicionados a indicadores de desempeño (tiempo de ejecución, indicadores técnicos, eficiencia energética, entre otros). Para las actividades principales, también se recomienda que se utilicen empresas subcontratadas para establecer una referencia de costos eficiente entre las actividades desarrolladas internamente y por terceros. En general, se utilizan tres tipos de contratos:

A. Contrato de servicio de cobertura total: un contrato de servicio de cobertura total proporciona una cobertura del 100% de mano de obra, piezas y materiales, así como servicio de emergencia y mantenimiento preventivo. El contrato debe medirse y pagarse por el rendimiento del equipo del que es responsable. Este tipo de contrato se recomienda para áreas donde la empresa tiene poca cobertura o para los equipos más críticos. Los contratos de cobertura total suelen ser el tipo de acuerdo más caro a corto plazo. Sin embargo, a largo plazo, dicho contrato puede resultar el más rentable, según los objetivos de operación y mantenimiento del propietario. Las ventajas de los contratos de cobertura total son la facilidad de presupuestación y el hecho de que el contratista asume la mayor parte del riesgo. Sin embargo, si el contratista no tiene buena reputación o subestima los requisitos del equipo que se va a asegurar, el contratista solo podrá realizar el mantenimiento preventivo suficiente para que el equipo apenas funcione hasta el final del período del contrato.

B. Contrato de servicio de mano de obra completa: un contrato de servicio de mano de obra completa cubre el 100% de la mano de obra para reparar, reemplazar y mantener la mayoría de los equipos. El propietario debe comprar todos los equipos y piezas. Algunos servicios de mantenimiento preventivo se pueden incluir en el acuerdo junto con materiales menores. Este puede ser el segundo contrato más caro en cuanto al impacto a corto plazo en el presupuesto de mantenimiento. Este tipo de contrato suele ser ventajoso para empresas medianas o grandes que pueden comprar a granel y obtener equipos, repuestos y materiales a un costo reducido. Para las pequeñas empresas, el control de costos y la presupuestación se vuelven más complicados con este tipo de contrato, en el que la mano de obra es la única constante. Debido a que solo son responsables de proporcionar mano de obra, el riesgo del contratista es menor con este tipo de contrato que con un contrato de cobertura total.

C. Contrato de servicio de mantenimiento preventivo: El contrato de mantenimiento preventivo generalmente se compra por una tarifa fija e incluye varias actividades programadas. Generalmente, el contratista proporciona los materiales como parte del contrato. El contrato puede incluir o no arreglos relacionados con reparaciones o llamadas de emergencia. Este tipo de contrato se recomienda solo para situaciones específicas, como subestaciones y equipos especiales (regulador de voltaje, banco de capacitores, reconectadores, etc.). La principal ventaja de este tipo de contrato es que inicialmente es menos costoso que el contrato de servicio completo o de mano de obra completa y proporciona al propietario un acuerdo que se centra en el mantenimiento preventivo de calidad. Sin embargo, la presupuestación y el control de costos con respecto a emergencias, reparaciones y reemplazos es más difícil porque estas actividades a menudo se realizan en base a tiempo y materiales. Con este tipo de contrato, el propietario asume la mayor parte del riesgo. Sin una comprensión clara de los requisitos de mantenimiento preventivo, un propietario podría terminar con un contrato que proporciona demasiado o muy poco.

Análisis contables y económicos

Se llevan a cabo análisis contables anuales individuales para los costos de operación y mantenimiento en su conjunto y para el sistema. Asimismo, se realizan análisis contables mensuales individuales de las principales instalaciones del sistema, que comprenden, como mínimo, las unidades de servicio técnico, atención al cliente, unidades / cuadrillas de nuevas inversiones y mantenimiento correctivo. Para estas evaluaciones se realizan análisis contables individuales y segregados para los principales componentes de estos costos operativos.

Tasas de rendimiento: lograr una tasa de rendimiento es un aspecto importante para garantizar que las actividades de la empresa funcionen como negocios comparables. En la gestión de costos, establecer tasas de rendimiento adecuadas para cada línea separada de actividad comercial o técnica es un factor importante para evitar los subsidios cruzados. Solo se pueden ejecutar proyectos e iniciativas con una tasa de retorno razonable. Para las empresas estatales, su productividad debe compararse con actividades comerciales similares en la misma industria y empresas privadas. Para esta evaluación, se deben utilizar como mínimo los siguientes criterios para nuevos proyectos: (a) recuperación simple; (b) rendimiento de la inversión; (c) valor actual neto; y (d) costo del ciclo de vida.

Obtención

Las políticas y procedimientos de contratación deben ser competitivos, no discriminatorios y mantener altos estándares de transparencia y calidad técnica. Para ello, en general, las empresas tienden a elegir siempre los mismos proveedores, ya que esto se traduce en economías de escala tradicionales. Sin embargo, es importante contar con un mecanismo que incentive la búsqueda de nuevos proveedores, aunque a menor escala y con menor capacidad para satisfacer las necesidades de la empresa, como forma de buscar soluciones en el mercado. Algunas prácticas pueden ayudar a optimizar los costos de operación y mantenimiento:

un. Historial: para nuevas adquisiciones, la calificación y elección del proveedor debe basarse en el historial anterior del suministro de materiales y servicios.

B. Evaluación: Evaluación de la oferta utilizando Criterios de promedio ponderado, la evaluación debe realizarse en base a términos técnicos y comerciales.

C. Inspección: (i) después de la compra, se entrega una orden de prueba a los nuevos proveedores; La empresa de servicios públicos puede organizar una inspección de la fábrica por parte de un tercero; (ii) el proveedor habitual también puede ser inspeccionado durante el proceso de fabricación por un tercero; y (iii) cada equipo de la fábrica debe ser inspeccionado en la tienda por daños físicos.

Rentabilidad, transparencia y optimización

Caracterización de todos los procesos necesarios para la actividad de distribución eléctrica, con descripción de las principales actividades de cada uno de ellos. Estos procesos y actividades son todos aquellos que impliquen una acción directa sobre los consumidores o instalaciones, tales como actividades del ciclo comercial regular, atención al cliente y servicio técnico, y actividades de operación y mantenimiento de las instalaciones de distribución eléctrica. Para cada uno de ellos, es importante establecer el costo eficiente asociado a cada uno de los procesos, tomando como referencia los precios de mercado, considerando el precio de contratar su ejecución o provisión en el mercado cuando existe una competitividad razonable. En los casos en los que el mercado no estaba suficientemente desarrollado, se calculó el costo eficiente a partir de la definición de las principales tareas que componen la actividad (materiales y servicios).

Transparencia: la justificación y los objetivos de la presupuestación por resultados están claramente documentados y reflejan los intereses de las partes interesadas. Identificar los costos de cualquier función dada de actividad comercial y técnica es esencial. Para las empresas estatales, el problema principal es contabilizar los costos asociados con el cumplimiento de las obligaciones de servicio público (si corresponde). Si las obligaciones de servicio público están subvencionadas por el erario público, los costos deben identificarse de manera transparente para garantizar que no haya compensación excesiva ni compensación insuficiente. Algunas recomendaciones incluyen transparencia en la divulgación en proporción de los costos compartidos con el erario público; Proporción de costos y activos compartidos que se atribuyen a actividades comerciales, cuando las actividades no comerciales no se llevan a cabo por separado. Debe hacerse transparente el grado de subsidios desembolsados ​​por el Estado.

La optimización de los costos operativos se incluye en la fase de diseño de la infraestructura y el equipo y en la planificación del funcionamiento de las instalaciones y del sistema. Existe un plan de reducción de costos unitarios operativos e incluye objetivos anuales y seguimiento de su cumplimiento. Algunas acciones pueden ayudar a reducir o controlar los costos operativos más rutinarios:

A. Productividad: La empresa debe contar con un sistema de control y gestión de la productividad y producción de las cuadrillas que trabajan en el campo en función de la producción realizada. Se recomienda utilizar conceptos adaptados de la OEE (eficacia global del equipo).

B. Ciclo de vida: Es necesario verificar si la vida útil del equipo operó por debajo del ciclo de vida establecido por el fabricante e investigar las razones por las que esto ocurre.

C. Activo nuevo: Se debe analizar constantemente si los costos de mantenimiento y operación de equipos con una vida útil prolongada no superan el costo de adquisición de nuevos activos.

Presupuesto basado en el desempeño

Es importante promover el uso de indicadores de desempeño en la toma de decisiones presupuestarias, es decir, el uso del presupuesto estimado debe estar vinculado a indicadores técnicos y comerciales que midan los objetivos de inversión y los costos utilizados. Los procesos cuyos indicadores están dentro de la meta deben priorizarse en la asignación del presupuesto, mientras que los procesos en los que los indicadores de desempeño están por debajo de la meta deben reevaluarse constantemente. Los principales resultados de esta práctica son: (i) mejorar el establecimiento de objetivos y el seguimiento del desempeño; (ii) énfasis en la planificación; (iii) mejorar la gestión, la transparencia y la eficiencia. El presupuesto por desempeño es útil para mejorar la orientación al desempeño, incluida la evaluación del programa y las revisiones de gastos.

Apoyo político nacional y estatal

Obtener el apoyo político de las autoridades gubernamentales y promover la concientización para la implantación de un programa. Los programas exitosos generalmente se han asociado con un papel preponderante de las autoridades gubernamentales para abordar el desafío, donde los servicios públicos informan regularmente sobre los avances a las autoridades gubernamentales superiores.

Si bien esta no es una acción directa de la empresa de distribución, el apoyo político es clave para reducir las pérdidas de electricidad, en particular con los grandes clientes comerciales e industriales. En algunos casos, se establece un presupuesto dedicado y transparente para gestionar la transición de determinados clientes residenciales con bajo consumo. Algunos países han brindado este apoyo en forma de subsidios focalizados a clientes de bajo consumo (por ejemplo, menos de 100 kwh / mes). Este apoyo presupuestario a los clientes objetivo debe estimarse y definirse adecuadamente su duración.

Como parte de las actividades proactivas, la empresa de servicios públicos puede realizar en colaboración con el gobierno es fomentar el desarrollo e implementación de estándares de eficiencia energética: promover nuevos materiales y estándares de construcción con los gobiernos locales y nacionales, tales como el uso de calefacción solar, aislamiento térmico de techos e iluminación natural y eficiente.

Plan de infraestructura

Establecer un plan de inversión en infraestructura dedicada en la red de distribución y asegurar los recursos para reducir la vulnerabilidad y adulteración de equipos y conexiones. Dotar de modernas instalaciones de contador con facilidades de monitorización y un sector de ingeniería encargado de analizar técnicamente las pérdidas técnicas del sistema y buscar nuevas soluciones técnicas. El plan también debe tener una metodología de cálculo y cuantificación de pérdidas técnicas bien establecida basada en referencias reconocidas internacionalmente o regulaciones nacionales existentes. Una de estas metodologías10 para evaluar el costo de la pérdida es proporcionada por la “Guía para la Evaluación de Grandes Pérdidas de Transformadores de Potencia” y su referencia se proporciona en la siguiente sección. Verificar el costo actual de las pérdidas y analizar posibles soluciones para reducir priorizando las acciones con mayor retorno para la empresa, invirtiendo en aquellas con un Valor Actual Neto (VAN) positivo.

La identificación y la obtención de recursos financieros han sido condiciones críticas para el desarrollo exitoso de un programa de pérdida de electricidad. Estos recursos financieros, idealmente en condiciones favorables, garantizarían la disponibilidad de inversiones a lo largo del tiempo y objetivos claramente establecidos. El programa también determinaría el destino de los ingresos adicionales derivados de la regularización. Todo programa de pérdidas debe ir precedido de un análisis económico y financiero; y contar con fuentes específicas de financiamiento para proyectos y / o apoyados por agentes públicos del país. Estos recursos de inversión pueden provenir de bancos multilaterales con ventajosas condiciones comerciales y amortizaciones a largo plazo, o de los ingresos y el balance de la empresa.

Sistemas comerciales

Fortalecer el acceso y la funcionalidad de los sistemas comerciales. La experiencia ha demostrado la importancia de realizar verificaciones periódicas del personal que tiene acceso a los sistemas comerciales y de facturación de la empresa, así como realizar análisis de los datos almacenados en el Sistema de Gestión de Clientes (CMS). El acceso a los sistemas de facturación y la base de datos de los clientes debe limitarse tanto como sea posible dentro de la empresa de servicios públicos, que debe realizar auditorías periódicas y verificación de quién tiene acceso a qué parte del sistema de facturación. Las empresas de servicios públicos también deben asegurarse de que sus sistemas de facturación y mecanismos de cobro funcionen correctamente y que la tasa de facturas vencidas esté dentro de los límites razonables de las cuentas por cobrar. Siempre que sea posible, integre su CMS con el Sistema de información de red (NIS) para que los clientes puedan asociarse automáticamente con un transformador, medidor y ubicación. Los sistemas comerciales también deben reflejar de manera transparente el mecanismo de apoyo introducido a los grupos socialmente desfavorecidos, y esto se describe a continuación en las prácticas de participación social.

La segmentación de las pérdidas entre los clientes residenciales, industriales y comerciales es una actividad importante a realizar desde el principio como parte del estudio. Esto se debe a que las pérdidas en los clientes industriales y comerciales suelen concentrarse en pocos clientes con alto volumen, en comparación con el tramo residencial que tiene gran cantidad de clientes con pequeño volumen.

Tecnologías de inversión

Priorice las inversiones en tecnología y tecnologías de medición inteligente. Se deben priorizar las inversiones realizadas para implementar herramientas tecnológicas como la infraestructura de medición automatizada (AMI) o la lectura de medición automatizada (AMR), el control de supervisión y la adquisición de datos (SCADA), los sistemas comerciales modernos, la gestión de bases de datos, la autorización de acceso de usuarios y el análisis de excepciones. Estas inversiones deben ir precedidas de un análisis de costo-beneficio que las justifique y demuestre su contribución al programa de reducción de pérdidas. Tener un sistema enfocado en combatir pérdidas no técnicas e integrar la información disponible del cliente son pasos importantes para que la empresa de servicios públicos avance hacia la transformación digital, incluida la introducción de inteligencia empresarial (BI) con herramientas y recursos para realizar BI / análisis para identificar consumidores o transformadores con pérdidas no comerciales.

(i) procesos adecuados de gestión de activos, contando con un procedimiento anual que evite el mal uso de transformadores (con cargas muy bajas o altas), redes eléctricas, seccionamiento de redes, balanceo de cargas e instalación de bancos de condensadores para reducir pérdidas técnicas.

(ii) disponer de red blindada y sistema de medida como aplicación de caja de medida blindada con telemetría adjunta (múltiples contadores / clientes) que impide que los clientes accedan a contadores con desconexión remota, así como redes blindadas de BT. También incluye configuraciones de red antirrobo que utilizan cable trenzado en la red secundaria y cable bicoaxial en la estación de servicio, que son difíciles de conectar9;

(iii) tener medida totalizadora en el transformador en transformadores y alimentadores preseleccionados. Instale un conjunto de medición totalizadora para recopilar lecturas mensuales y determinar el consumo de energía con el período monitoreado para determinar los sitios potenciales de pérdida de energía, y

(iv) el uso de GIS / sistemas de mapeo, ya que estas herramientas ayudan a reducir las suposiciones para los cálculos de pérdidas, desarrollar modelos de ingeniería más precisos y obtener resultados más precisos cuando el muestreo no es posible.

Organización

Establecer unidad dedicada a pérdidas dentro de la empresa de servicios públicos. La mayoría de los programas van acompañados de una actividad para fortalecer la capacidad organizativa de la empresa, ayudando a estructurar una unidad responsable de las pérdidas y proporcionando las habilidades y competencias necesarias. La composición de la unidad debe ser multidisciplinaria y debe tener la autonomía otorgada por la alta dirección con los arreglos de gobernanza adecuados. La unidad proporcionará monitoreo e informes periódicos del programa de pérdida de energía contra métricas clave. En algunos países, las mejores prácticas también han identificado el beneficio de tener equipos dedicados a las pérdidas en el regulador y los ministerios.

Línea de base y plan maestro:

Establecer una línea de base y una cuantificación de las pérdidas como parte de un diagnóstico a seguir por un estudio específico. Las empresas de servicios públicos deben desarrollar una línea de base que distinga y calcule las pérdidas técnicas y no técnicas y su evolución a lo largo del tiempo con una definición de "tal cual": la situación actual y el punto de partida. La cuantificación se expresaría en términos técnicos y monetarios. Debido a los impactos de la estacionalidad, la línea de base debe basarse en un mínimo de un año completo y una posible información de dos años. Idealmente, este estudio debería ser realizado por firmas especializadas e independientes con el apoyo del equipo operativo de la empresa. Las secciones de referencia y anexos presentan información sobre las diferentes metodologías que una empresa de servicios públicos puede utilizar para estimar sus pérdidas.

Luego de establecer la línea de base, la empresa de servicios públicos debe desarrollar un estudio detallado con una hoja de ruta que establezca y priorice las actividades necesarias para la reducción de pérdidas técnicas y no técnicas. El estudio en sí debe establecer un plan de acción a corto y largo plazo con las inversiones necesarias, el origen de las pérdidas (tipos de consumidores y ubicación geográfica si es posible, con el Sistema de Información Geográfica (SIG), la base de datos del sistema comercial, las herramientas a ser utilizado (hardware y software), los objetivos por período y un equipo responsable y dedicado. Estas actividades se describen a continuación con más detalle

Aspectos regulatorios y normativos

Tenga en cuenta los aspectos regulatorios. Las empresas de servicios públicos pueden involucrar a la autoridad reguladora para garantizar que existan los mecanismos de incentivos adecuados para desbloquear las reducciones en las pérdidas. Esto incluye la discusión con los reguladores para identificar impactos en el cálculo de las tarifas eléctricas de tal manera que permitan la asequibilidad a la población más vulnerable. Además, es importante revisar si los códigos de suministro o de red están incentivando la reducción de pérdidas.

Además, y en colaboración con el regulador, la empresa debe considerar la compatibilidad de los incentivos, ya que estos han sido factores determinantes para la reducción de pérdidas8. Estos incluyen: (i) establecer un límite de tasa de pérdida. A la tarifa se le puede atribuir un valor límite de pérdida no técnica, ya que la empresa no podrá absorber toda la pérdida económica, pero tendrá incentivos para reducirla (límite decreciente); (ii) definir el límite de pérdidas: determinar los niveles regulatorios de pérdidas no técnicas a través de un análisis comparativo, que considera el nivel de complejidad económica y social de la región; y (iii) facilitar la regularización técnica: en consumidores de bajos ingresos con fraude, permitir regular técnicamente esta situación mediante el suministro de un kit estándar, cuyo costo podría financiarse en cuotas a ser cobradas en futuras facturas de energía.

Compromiso con las autoridades locales

Promover la conciencia y establecer alianzas con las autoridades de control local, como la policía local y las fuerzas del orden para tomar medidas rápidas en caso de robo cuando no sea posible una resolución amistosa y comercial. Estas acciones son particularmente importantes en pérdidas comerciales en los segmentos industrial y comercial grande, ya que unos pocos clientes pueden representar un gran valor de las pérdidas. Las empresas de servicios públicos deben hacer cumplir la ley y sus procesos judiciales en los casos y considerar la ejecución de procesos penales por robo o fraude de electricidad. La colaboración con las autoridades locales debe estar debidamente documentada y ser transparente.

La introducción de campañas informativas para mejorar la visibilidad del programa y la cultura de pago también es una medida eficaz. La empresa y las autoridades pueden promover la cobertura periodística en acciones de combate a pérdidas no técnicas para incidir positivamente en la cultura del pago de la factura energética. También es importante dar visibilidad a las autoridades sobre los impactos económicos de las pérdidas, reforzar la transparencia y reforzar los aspectos de tolerancia cero a las malas prácticas.

Participación comunitaria y consideraciones sociales

Participación social como parte de una iniciativa blanda con las comunidades impactadas, sus liderazgos y población, con análisis y mitigación de impactos sociales y de asequibilidad. Construir un compromiso positivo con la comunidad local es un ingrediente clave para la sostenibilidad de un programa de pérdida de electricidad. Este compromiso debe establecerse con los líderes oficiales y no oficiales de la comunidad y abordar sus preocupaciones al implementar el programa. En algunos casos, contar con el apoyo de organizaciones no gubernamentales (ONG) también puede generar resultados efectivos, ya que estas organizaciones pueden tener proximidad a las comunidades.

Como parte de las iniciativas sociales, se deben considerar estos otros ítems:

(i) verificar la asequibilidad y facilitar el acceso al crédito promoviendo el financiamiento para la compra de electrodomésticos o sistemas de calefacción solar. Esto también puede estar asociado con iniciativas de eficiencia energética o conservación de artículos para el hogar, en particular durante las horas pico de consumo. El reembolso de la financiación podría estar asociado a las reducciones en el valor de la factura de la luz.

(ii) fortalecer la capacidad de pago de las comunidades mediante la promoción de nuevas fuentes de ingresos en las comunidades pobres y / o una política de descuento en la factura energética (ej .: intercambio de material de reciclaje a cambio de descuentos, cursos de capacitación y entre otros).

iii) introducir productos “motivadores”, que es la creación de productos que incentiven a los consumidores a pagar su factura de energía, como seguros, sorteos de premios, descuentos en medicamentos o descuentos en productos para el hogar y alimentos, y

(iv) considerar la posibilidad de introducir sistemas de prepago, ya que el pago por adelantado es uno de los medios más eficientes para hacer cumplir la restricción presupuestaria y reducir las posibles pérdidas no comerciales

Ecosistema de servicios y proveedores

Establecer un programa de formación y gestión de las cuadrillas contratadas para observar su comportamiento ético con seguimiento de los prestadores de servicios. Eventualmente, se pueden considerar incentivos o sanciones para los proveedores de servicios. Realizar formación específica para todos los profesionales implicados en la actividad y elaborar un plan anual para mejorar el diseño del programa formativo y verificar su eficacia. Además, buscar la uniformidad mediante la realización de conversaciones sobre las bases operativas para unificar y estandarizar el procedimiento de inspección y las mejores prácticas.

Considerar la posibilidad de establecer alianzas con empresas inspectoras locales, promoviendo la creación de microempresas integradas por personas de la comunidad para realizar inspecciones locales y orientación al cliente, cuyo pago sea un valor fijo, valor máximo según el porcentaje de reducción de pérdidas no técnicas. y porcentaje de pagos puntuales.

Nueva tecnología

El equipo de ingeniería siempre debe buscar nuevos equipos y materiales que, además de cumplir con los criterios técnicos, también minimicen sus costos de operación y mantenimiento. Los principales elementos e innovaciones disponibles en los sistemas de potencia se pueden optimizar desde esta perspectiva:

a. Transformador / Subestación: Se instalan indicadores y dispositivos de monitoreo para monitorear la condición interna / operación no tripulada del transformador / subestación de distribución y el monitoreo y operación remotos se realiza a través del sistema 3G / 4G / GPS.

B. Medidor inteligente: se puede instalar un sistema de medición basado en 3G / 4G / GPS en el equipo principal y en los transformadores. El medidor debe medir, monitorear y registrar los diferentes parámetros del sistema. El medidor puede monitorear continuamente el desempeño del equipo y dar señal al centro de operaciones a través del canal de comunicación en caso de comportamiento anormal.

C. Generación Distribuida y Vehículos Eléctricos: Nuevos actores que puedan interactuar con la red eléctrica pueden representar inicialmente un incremento en los costos de la utilidad, pues serán necesarios nuevos equipos para adaptarlos, sin embargo la empresa debe buscar formas de incentivar la instalación y uso de tales dispositivos en lugares donde pueden proporcionar algún beneficio, como reducir el nivel de pérdidas.