Ing José Stella 2016 Grandes clientes Cómo bajar los costos de electricidad

MBA Ing José Alberto Stella
342 5370 015 - josealbertostella@gmail.com Grandes consumidores de energía: ¿cómo bajar los costos de electricidad?-
Grandes consumidores de energía: ¿cómo bajar los
costos de electricidad?
1. Conociendo la cadena de valor de la electricidad y el MEM
2. ¿Gradualismo o shock eléctrico?
3. La regulación eléctrica en la provincia de Santa Fe
4. Entendiendo los costos de electricidad en Santa Fe
5. Interpretación de la factura de grandes clientes
6. ¿Cómo bajar los costos en grandes clientes?
7. Lo que se viene - Conclusiones

1. Conociendo la cadena de valor de la
electricidad y el mercado eléctrico

Oferta . Demanda
Producción Vínculo Consumo
Generación
Transporte
Distribución
Consumo

Oferta Transporte Demanda
ENRE
Control
CAMMESA
Administración y
Despacho
SECRETARIA
ENERGÍA
Regulación
M.E.M.

• El MEM se define como el
punto de encuentro entre
la oferta y la demanda
de energía eléctrica en
tiempo real, siendo el
nodo mercado el centro
de carga del sistema
(Ezeiza).
• El precio del mercado, es
el precio localizado en el
centro de cargas.

Potencia eléctrica.
Energía eléctrica.
Naturaleza cambiante de la demanda.
Factor de carga.
Temperatura.
Producto no almacenable.
P[W] = V [V] x I[A]
E [Wh] = V [V] x I [A] x t [h]

Fuente: G&G Energy Consultants - Daniel G. Gerold

• 10/12/2015
– Decreto 13/2015 - Ley de Ministerios – Modificación –
Crea el Ministerio de Energía y Minería.
• 16/12/2015
– Decreto 134/2015 – Declara en Emergencia al Sector
Eléctrico Nacional hasta el 31/12/17.
• 25/01/2016
– Res 006/16 – Aprueba la reprogramación trimestral de
verano para el MEM (Feb – Mar – Abr)

Fuente: Revistas ADEERA

3. La regulación eléctrica en la provincia de
Santa Fe.
Marco regulatorio provincial
Ley 10.014, ley orgánica de la EPE
Reglamento de extensión de redes
Reglamento general para el suministro y
comercialización del servicio eléctrico
Régimen tarifario
Cuadro tarifario
Leyes Nacionales, Provinciales y Ord.

Santa Fe.
Leyes Nacionales, Provinciales, Ord Mun
• Tasas e impuestos: que gravan al
consumo de energía eléctrica:
Impuestos nacionales:
– Ley Nacional Nº 23681, para ESPSE de la
provincia de Santa Cruz, corresponde al
0,60% del importe básico.
– Ley Nacional N° 20361(IVA), se aplica
como porcentaje a la suma del importe
básico más la CAP de acuerdo a la
categoría de contribuyente; para
consumidores finales corresponde al 21%
del importe básico + CAP, para
responsables inscriptos corresponde al
27% del importe básico + CAP, para
monotributistas corresponde al 40,50%
del importe básico + CAP.

Santa Fe.
Leyes Nacionales, Provinciales, Ord Mun
• Tasas e impuestos: que el consumo
de energía eléctrica:
Impuestos provinciales:
– Ley Provincial Nº 7797, corresponde al 6%
del importe básico.
– Ley Provincial N° 12.692 Energías
Renovables 0,66 $/mes.
– Ley Provincial N° 6.604 - FER - Decreto N°
2.258 Fondo de Electrificación Rural 1,50
%.

4. Entendiendo los costos de electricidad en
Santa Fe
Cantidades
Usuarios
Faturación
[GWh]
Faturación
[miles $]
Residenciales 1.082.922 2.849,6
General 156.720 948,0
Alumbrado Público 352.026 352,3
Comercial e Industrial
≥ 10 y < 300 kW
5.263 1.002,5
Grandes Usuarios
≥ 300 kW
345 1.487,0
Totales 1.597.276 6.639 3.208.120
Tarifa media de venta 0,483 [$/kWh]
Fuente: Datos característicos de las empresas 2014 – ADEERA

Santa Fe
Fuente: Datos característicos de las empresas 2014 – ADEERA
87%
13%
0%0% 0%
Cantidades Usuarios
Residenciales
General
Alumbrado Público
Comercial e Industrial
≥ 10 y < 300 kW
Grandes Usuarios ≥
300 kW
45%
15%
0%
16%
24%
Faturación [GWh]

Santa Fe
• Tarifas eléctricas: las tarifas
eléctricas son el precio que deben
pagar los clientes por la utilización
del servicio público de distribución
de energía eléctrica.
• Fuentes de facturación: para la
facturación del servicio eléctrico,
la EPE utiliza las siguientes
fuentes:
 Régimen tarifario.
 Contrato de suministro.
 Cuadro tarifario.
 Registros obtenidos de las lecturas de
medidores.

Santa Fe
Fuente: Régimen tarifario - EPE
Suministros
en BT
• conectados en un
nivel de tensión
inferior a 1 kV.
Suministros
en MT
nivel de tensión
igual o superior a
1 kV y menor a
132 kV.
Suministros
en AT
nivel igual o
superior a 132 kV.
Grandes demandas
son aquellas cuya
demanda máxima
promedio de 15
minutos consecutivos
es de
20 (veinte) kW o
más.
Tarifas para
Grandes
Demandas

Santa Fe
Baja Tensión - Demandas < 300 kW
Baja Tensión - Demandas ≥ 300 kW
Media Tensión 13,2 kV - Demandas < 300 kW
Media Tensión 13,2 kV - Demandas ≥ 300 kW
Media Tensión 33 kV - Demandas < 300 kW
Media Tensión 33 kV - Demandas ≥ 300 kW y < 1000 kW
Bornes de ET AT/MT - Demandas < 300 kW
Bornes de ET AT/MT - Demandas ≥ 300 kW
Alta Tensión 132 kV - Demandas < 300 kW
Alta Tensión 132 kV - Demandas ≥ 300 kW
2B1
2B2
2M11
Tarifa 2
2M12
2M31
2M32
2AM1
2AM2
2A1
2A2
PB1
2B2
PM11
Tarifa PI
PM12
PM31
PM32
PAM1
PAM2
PA1
PA2

Santa Fe
2B1
2B2
Tarifa 2

Santa Fe
Compra de
Energía
y
Transporte
CDBTCDMT
Clientes en BTClientes en MTClientes en AT
AT MT BT
Distribución
CDAT
Tipo TARIFA 2B1 (<300 kW) 2B2 (>300 kW)
Cargo Comercial $ 410,63 $ 410,63
Cargo CS Pico 135,3390 [$/kW] 135,3390 [$/kW]
Cargo CS Fuera Pico 60,3470 [$/kW] 60,3470 [$/kW]
Cargo Potencia Adq Pico 2,9140 [$/kW] 2,9140 [$/kW]
Cargo Energía Pico 0,4021 [$/kWh] 0,9515 [$/kWh]
Cargo Energía Resto 0,3968 [$/kWh] 0,9463 [$/kWh]
Cargo Energía Valle 0,3910 [$/kWh] 0,9405 [$/kWh]
Abr 2016 - EPE - Grandes Demandas -Baja Tensión - Demandas < 300 kW y ≥ 300 kW

Santa Fe
0,4021 [$/kWh]0,3968 [$/kWh] 0,3910 [$/kWh]
0,9515 [$/kWh]0,9463 [$/kWh]0,9405 [$/kWh]
135,3390 [$/kW]
60,3470 [$/kW]
$E -58%

Santa Fe
Cargo Comercial $ 273,73
Cargo CS Pico 90,1510 [$/kW]
Cargo CS Fuera Pico 40,1980 [$/kW]
Cargo Potencia Adq Pico 4,0800 [$/kW]
Cargo Energía Pico 0,1353 [$/kWh]
Cargo Energía Resto 0,1223 [$/kWh]
Cargo Energía Valle 0,1139 [$/kWh]
Feb 2016
Dic 2015
Ene 2015
EPE - Grandes Demandas -Baja Tensión - Demandas < 300 kW y ≥ 300 kW
P +34%
E 0%
603%
674%
725%
P 13%
E +
603%
674%
725%
P +50%
E +

Santa Fe

Santa Fe
2M11
Tarifa 2
2M12
2M31
2M32

Santa Fe
Compra de
Energía y
Transporte
CDBTCDMT
AT MT BT
Distribución
CDAT
Tipo TARIFA M11 (< 300 kW) M12 (> 300 kW)
Cargo Comercial $ 1.838,24 $ .838,24

Santa Fe
Compra de
Energía y
Transporte
CDBTCDMT
AT MT BT
Distribución
CDAT
Tipo TARIFA M31 (< 300 kW) M32 (> 300 kW)
Cargo Comercial $ 1.838,24 $ 1.838,24
Costos
33 = 13,2

Santa Fe
2B1
2B2
2M11
Tarifa 2
2M12
2M31
2M32
2AM1
2AM2
2A1
2A2
PB1
2B2
PM11
Tarifa PI
PM12
PM31
PM32
PAM1
PAM2
PA1
PA2
P y E - 14%

5. Interpretando la factura de grandes clientes

G&T
Generación
distribuida
Energías renovables
Eficiencia energética
Mayor
tasa de retorno
Usar menos energía para
proporcionar el mismo servicio.
Energy Efficiency Indicators: Fundamentals on
Statistics. International Energy Agency

68%
13%
12%
5%2%
Distribución promedio del consumo eléctrico industrial
Motores
Procesos Electroquímicos
Calentamiento
Refrigeración
Iiluminación

Implementación
CP
Análisis encuadre
tarifario,
contratación P,
consumos de P y E
Análisis línea
base consumo
Recontratación
potencia
Mejora tg fi
Implementación
MP
Diagnósticos
energéticos
Análisis mejoras.
Análisis
financiamiento.
Imp CP +
Iluminación y FM
eficientes
Mejora continua
ISO 50001
Planificar
Plan
Hacer
Do
Verificar
Check
Actuar
Act

Mejora del
desempeño
energético
Optimización
de la
potencia
Corrección
del factor de
potencia
Motores
eficientes
Iluminación
eficiente
Gestión de la
demanda

0 [kW]
50 [kW]
100 [kW]
150 [kW]
200 [kW]
250 [kW]
300 [kW]
350 [kW]
400 [kW]
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Potencias Contratadas y Registradas en Pico y Fuera Pico - 2013
CSC Pico 2013 CSC Fuera Pico 2013 CSR Pico 2013 CSR Fuera Pico 2013
Optimización
de la
potencia

0 [kW]
50 [kW]
100 [kW]
150 [kW]
200 [kW]
250 [kW]
300 [kW]
350 [kW]
400 [kW]
Potencias Contratadas y Registradas en Pico y Fuera Pico - 2014
CSC Pico 2014 CSC Fuera Pico 2014 CSR Pico 2014 CSR Fuera Pico 2014
Optimización
de la
potencia

0 [kW]
50 [kW]
100 [kW]
150 [kW]
200 [kW]
250 [kW]
300 [kW]
350 [kW]
400 [kW]
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov
Potencias Contratadas y Registradas en Horas Pico 2013 y 2014
CSC Pico 2013 CSR Pico 2013
Optimización
de la
potencia

-
0,050
0,100
0,150
0,200
0,250
0,300
0,350
0,400
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
80000
90000
Ene Mar May Jul Sep Nov
Tangentedefi
EnergíaActivaoReactiva[kWh]o[kVArh]
Energías Activas, Reactiva y Tg fi - 2013
Energía Pico Energía Resto Energía Valle Energía Reactiva tg fi
-
0,050
0,100
0,150
0,200
0,250
0,300
0,350
0,400
0,450
0,500
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
80000
Ene Mar May Jul Sep Nov
Tangentedefi
EnergíaActivaoReactiva[kWh]o[kVArh]
Energías Activas, Reactiva y Tg fi - 2014
Energía Pico Energía Resto Energía Valle Energía Reactiva tg fi
Optimización
de la
potencia

$-
$10.000
$20.000
$30.000
$40.000
$50.000
$60.000
$70.000
Estructura de Costos Energía, Potencia e
Impuestos - Año 2013
Cargo Capacidad Suministro Cargo Energía Eléctrica
Impuestos y Tasas Importe Total Demanda Excente
$-
$10.000
$20.000
$30.000
$40.000
$50.000
$60.000
$70.000
Estructura de Costos Energía, Potencia e
Impuestos - Año 2014
Cargo Capacidad Suministro Cargo Energía Eléctrica
Impuestos y Tasas Importe Total Demanda Excente
Optimización
de la
potencia

61%15%
17%
7%
Distribución Estructura de Costos - Año 2013
Cargo Capacidad Suministro Cargo Energía Eléctrica Impuestos y Tasas Importe Total Demanda Excente
59%
13%
16%
12%
Distribución Estructura de Costos - Año 2014
Cargo Capacidad Suministro Cargo Energía Eléctrica Impuestos y Tasas Importe Total Demanda Excente
Optimización
de la
potencia

Optimización
de la
potencia

Registro de POTENCIA ACTIVA
Diciembre de 2014
05/12/2014
Viernes
06/12/2014
Sábado
07/12/2014
Domingo
08/12/2014
Lunes
09/12/2014
Martes
10/12/2014
Miércoles
11/12/2014
Jueves
12/12/2014
Viernes
0
50
100
150
200
250
300
350
kW
A P(kW) (pro) B P(kW) (pro) C P(kW) (pro) TOT P(kW)
Cr ea ted with Dr a nVie w 6.7.1
Optimización
de la
potencia

Registro de CORRIENTES DE LINEA
Diciembre de 2014
Min Máx Pro
AIrms 33.30 423.2 138.8
BIrms 1.306 497.4 151.8
CIrms 0.9421 519.8 154.3
DIrms 1.173 122.6 43.44
05/12/2014
Viernes
06/12/2014
Sábado
07/12/2014
Domingo
08/12/2014
Lunes
09/12/2014
Martes
10/12/2014
Miércoles
11/12/2014
Jueves
12/12/2014
Viernes
0
100
200
300
400
500
Amperios
A Irms (pro) B Irms (pro) C Irms (pro) D Irms (pro)
Optimización
de la
potencia

Registro del FACTOR DE POTENCIA INSTANTÁNEO
Diciembre de 2014
Min Máx Pro
TOTFP -0.9989 0.9999 0.5788
05/12/2014
Viernes
06/12/2014
Sábado
07/12/2014
Domingo
08/12/2014
Lunes
09/12/2014
Martes
10/12/2014
Miércoles
11/12/2014
Jueves
12/12/2014
Viernes
-1.0
-0.5
0.0
0.5
1.0
pu
TOT FP (pro)
Optimización
de la
potencia

Registro de DESEQUILIBRIOS DE CORRIENTE -DESVIOS DEL VALOR MEDIO
Diciembre de 2014
Min Máx Pro
AIDes(DesvPro) 1.167 180.4 8.344
BIDes(DesvPro) 1.311 88.70 7.627
CIDes(DesvPro) 1.341 91.71 8.438
TOTIDes(DesvPro) 2.492 180.4 12.20
05/12/2014
Viernes
06/12/2014
Sábado
07/12/2014
Domingo
08/12/2014
Lunes
09/12/2014
Martes
10/12/2014
Miércoles
11/12/2014
Jueves
12/12/2014
Viernes
0
10
20
30
40
50
%
A IDes(DesvPro) (pro) B IDes(DesvPro) (pro) C IDes(DesvPro) (pro) TOT IDes(DesvPro) (pro)
Optimización
de la
potencia

Disminución
de Potencia
Optimización
de la
potencia

Disminución
de potencia y
mejoramiento
tg fi
Corrección
del factor de
potencia
Optimización
de la
potencia

$-
$20.000,00
$40.000,00
$60.000,00
$80.000,00
$100.000,00
$120.000,00
$140.000,00
$160.000,00
$180.000,00
$200.000,00
350 kW 299 kW
Comparación costos eléctricos bajando potencia y mejorando tg fi
Cargo Capacidad Suministro Cargo Energía Eléctrica Tangente Fi Impuestos y Tasas
Corrección
del factor de
potencia
Optimización
de la
potencia

Eficiencia
La eficiencia de un motor
eléctrico es la medida
(porcentaje) de su habilidad
para convertir la potencia
eléctrica que toma de la red en
potencia mecánica útil.
Potencia
Eléctrica
(KVA)
Potencia
Mecánica
(HP)
Potencia Mecanica
100
Potencia Electrica
  
Motores
eficientes

Motores de Alta Eficiencia versus
Motores de Eficiencia Estándar
Costo de Inversión y Costo de Operación de
un motor eléctrico:
Operación  90 – 95 %
Inversión  5 – 10 %
Decidir inteligentemente en el momento
de la compra del motor producirá
beneficios de largo plazo
Motores
eficientes

El ahorro anual al incorporar motores
eficientes estará dado por:
1 2
1 1
0,746 m kWh oAA P C T
e e
 
       
AA: Ahorro Anual
Pm: Potencia del motor (HP)
CkWh: Costo de kWh ($/kWh)
To: Horas de operación al año
e1: Eficiencia del motor estándar
e2: Eficiencia del motor de alta eficiencia
CM1: Costo Motor de Eficiencia Estándar
CM2: Costo Motor de Alta Eficiencia
Motores
eficientes

El período de recupero de la inversión sería:
PB: payback en años
CM1: Costo Motor de Eficiencia Estándar
CM2: Costo Motor de Alta Eficiencia
2 1CM CM
PB
AA


Motores
eficientes

Ejemplo:
Motor 2 polos - 3600 rpm Motor
Estandar
Motor
Eficiente
Potencia en HP 40
Costo inicial $ 980 $ 1.300
Eficiencia 89,50% 93,60%
Horas de Uso en el año: 4500 hs/año
El costo de la energía es de: 0,18 U$S/kWh
Ahorro Anual: $ 1.182,96
PayBack:
0,27 años
3,25 meses
Motores
eficientes

Reemplazo iluminación estándar por LED
0 1 2 3 4 5
∆I=IE-IC
[u$s]
∆ O&M3
∆ O&M5
∆ O&M4
∆ O&M2
∆ O&M1
vida útil = 40.000 horas
Ahorros por Operación y Mantenimiento
Inversión
Adicional
ΔO&M = (EC − EE) × PE + (DC − DE) × PP + (CMC −CME) *u$s/año+
Iluminación
eficiente

0 1 2 3 4 5
∆I=IE-IC
[u$s]
∆ O&M3
∆ O&M5
∆ O&M4
∆ O&M2
∆ O&M1
Ahorros por Operación y Mantenimiento
Inversión
Adicional
Ahorros
∆O&M
descontados
 


N
n
n
n
i
MO
IVAN
1 )1(
&
2
)1(
1
i
4
)1(
1
i
≥ 0  rentable
< 0  no rentable
i = WACC = rd 1 − t
D
A
+ re
E
A
rd = rl + rpais + rcorp re=rl + β rm−rl + rpais
PBS
TIR
Iluminación
eficiente

-96.571 [u$s]
102.683 [u$s] 102.683 [u$s]
122.893 [u$s]
102.683 [u$s]
62.142 [u$s]
Año 0 Año 1 Año 2 Año 3 Año 4 Año 5
Iluminación LED versus convencional
VAN 266.392 [u$s]
TIR 104,70%
Pay Back directo 0,98 [años]
CAPM: 12,39%
WACC: 9,14%
Iluminación
eficiente

Gestión de la
demanda

PLAN - Planificar
Llevar a cabo la revisión energética y establecer la línea base,
los indicadores de desempeño energéticos (IDEn), los
objetivos, las metas y los planes de acción necesarios para
lograr los resultados que mejorarán el desempeño energético
de acuerdo a la política energética de la organización.
DO - Hacer
Implementar los planes de acción de gestión de la
energía.
CHECK - Verificar
Realizar el seguimiento y la medición de los procesos y
de las características clave de las operaciones que
determinan el desempeño energético en relación a las
políticas y objetivos energéticos e informar sobre
resultados.
ACT - Actuar
Tomar acciones para mejorar en forma continua el
desempeño energético y el SGEn
Mejora
continua
ISO 50001

IRAM ISO
50001:2011
OBJETIVO:
Mejorar el
desempeño
energético
Es una norma
internacional
Utilizar para
certificar o
registrar
Compatible
con otros
Sistemas de
gestión de
Calidad,
Seguridad, etc.
Aplicable a
cualquier tipo
de
organización o
a cualquier tipo
de energía que
utilice
Norma
voluntaria
auditable para
implementar
un SGEn
Mejora
continua
ISO 50001

LINEA VERDE
INVERSION PRODUCTIVA – ENERGIAS RENOVABLES
(Vigencia hasta el 31/05/16)

• En febrero, a través de la resolución 6/2016, que los usuarios
que consumen más de 300 kilowatt (kW) deben pagar el
precio pleno de la energía, que para el período enero-abril se
estableció en 770 pesos.
• Desde CAMMESA, la empresa que administra el mercado
eléctrico mayorista (MEM), explicaron que durante el invierno
las usinas despachan con un mayor volumen de combustibles
líquidos (fuel oil y gasoil), que son más caros que el gas que se
redirecciona hacia los hogares. “A raíz de eso, proyectamos
que durante el cuatrimestre mayo-agosto el importe
estacional de la energía trepará hasta los $ 1.200
Fuente: http://fortunaweb.com.ar/2016-03-19-175485-un-segundo-tarifazo-en-la-electricidad-pone-en-alerta-a-la-industria/

• Ley 27191. Ley 26190. Régimen de Fomento Nacional para el
uso de Fuentes Renovables de Energía destinada a la
Producción de Energía Eléctrica. Modificación. Sancionada:
Septiembre 23 de 2015.
• Objetivos:
– Etapa 1: lograr una contribución de las fuentes de energía renovables
hasta alcanzar el ocho por ciento (8%) del consumo de energía
eléctrica nacional, al 31 de diciembre de 2017.
– Etapa 2: Lograr una contribución de las fuentes renovables de energía
hasta alcanzar el veinte por ciento (20%) del consumo de energía
eléctrica nacional, al 31 de diciembre de 2025.

• Los incrementos en los costos de la electricidad llegaron para
quedarse.
• Accionar sobre leyes provinciales: ley 7797 y FER.
• Gestionar mediante las distintas Organizaciones Sociales mejoras en
la definición de estructuras tarifarias de energía para la producción
y mejoras calidad de servicio.
• Analizar contratación de potencias y encuadre tarifario.
• Analizar procesos productivos para reducir los costos de
electricidad.
• Calcular tasas de retorno en proyectos de eficiencia energética.
• Utilizar líneas de financiación públicas para diagnósticos energéticos
e inversiones eficientes.
• Promover herramientas de mejoras de eficiencia energética vía ESE.

¡Muchas gracias!
josealbertostella@gmail.com

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