El Arte (y la Dificultad) de Monetizar la Resistencia

Varias gentes han tratado de dar un valor a la resistencia, incluyendo las universidades, las agencias gubernamentales, los grandes industriales y las compañías eléctricas. Cada una ha encontrado dificultades al desarrollar un medio para calcular el valor.

Vamos a reducir nuestro enfoque para monetizar la resistencia hasta las compañías eléctricas propiedad de inversionistas (IOUs). Realmente existen tres medios por medio de los cuales las IOUs pueden tratar de medir el valor de la resistencia: a través del impacto en los índices reguladores, las operaciones y las actividades de mantenimiento (O&M), y el costo para sus clientes. Pero cada uno tiene su propio conjunto de retos.

Desde una perspectiva reguladora, una compañía eléctrica podría sopesar el efecto que tiene la resistencia en los índices con los cuales su comisión de compañía eléctrica los tasa – el SAIDI, el SAIFI o el MAIFI. Si la compañía eléctrica cuenta con  cualquier forma de tasar basándose en los índices de desempeño, entonces se puede “dolarizar” el impacto de la resistencia. Este método se podría realizar en una base de caso por caso para las compañías eléctricas individualmente. La lucha aquí es que algunos estados miden estos índices pero no actúan en ellos, así que no proporcionan un incentivo monetario a las compañías eléctricas – positivo o negativo.

En términos de O&M, se podría sugerir que existe un costo tangible para una compañía eléctrica cada vez que su sistema no opera apropiadamente. La pregunta clave es ¿qué tanto? Solo porque un fusible o una pieza de un equipo funcionan, puede estar realizando exactamente la función para la que fue diseñado. ¿Es ésta una operación normal? Algunos podrían decir que no ya que algo anormal provocó el evento. Las compañías eléctricas deben tener cuidado al determinar el costo relacionado con las operaciones del equipo cuando el equipo está realizando exactamente la función para la que fue diseñado. Se requerirá de análisis significativos de la raíz de la causa para determinar si el equipo está reaccionando apropiadamente a una situación fuera del control de la compañía eléctrica.

La llave para abrir la ecuación es esta: Cada vez que ocurra un estado anormal en un sistema de una compañía eléctrica, alguien debe repararlo. Algunos estados anormales se pueden reparar de forma remota con el manejo de las interrupciones o con sistemas de manejo de la distribución, SCADA, etc. Pero cada vez que una compañía eléctrica envía una cuadrilla de línea  o a alguien que realice una acción, existe un costo asociado a ello. Una compañía eléctrica podría sugerir que de cualquier forma el trabajador es empleado de tiempo completo, así que realmente no existe un costo para redirigir lo que esa persona está haciendo. Pero eso no es exacto. Existe por lo menos un costo de oportunidad para abordar en problema y probablemente un costo de combustible para trasladarse al área del problema.

¿Qué quiero decir con costo de oportunidad? Usted contrata a su equipo para operaciones normales. Se encuentran trabajando normalmente en mantenimiento o en un proyecto de mejora de capital. Cuando ocurre un evento anormal, los trabajadores son desviados de aquellas actividades planeadas. Cuando las cosas planeadas no se llevan a cabo, se convierten en críticas debido a que no se realizaron. O, en muchos casos, ocurre un evento anormal después de trabajar todo el día en una actividad planeada. En este caso, una compañía eléctrica debe enviar a alguien a arreglar el problema después de las horas de trabajo, resultando en gastos de tiempo extra.

Siempre existe un costo asociado con los eventos anormales, aún si alguien ya empleado por la compañía eléctrica es asignado para arreglar el problema.

Algunas compañías eléctricas están pensando más allá de la curva. Florida Power & Light, Ameren, y la compañía eléctrica municipal EPB de Chattanooga, Tennessee, comprenden que la operación y el mantenimiento (O&M) se come el porcentaje de rentabilidad que reciben por la inversión de su capital en el funcionamiento de la red de distribución eléctrica. Su rentabilidad real – la que va a sus inversionistas – es afectada por la cantidad gastada en la operación y el mantenimiento (O&M). Existe solamente una cantidad específica de operación y mantenimiento (O&M) está incluida en su modelo de tasa.

Si rebasan esa cantidad, se comen la diferencia. Si se van por debajo de eso, serán capaces de proporcionar una rentabilidad mejor o realizar más inversiones en la red de distribución eléctrica.

No quiero que se les olvide la tercera faceta del costo de la resistencia: medir el costo de los clientes. Los clientes cargan con el verdadero peso de una pobre resistencia. Porque la tendencia actual es la búsqueda de la recuperación de los costos de las compañías eléctricas, sus reclamos pudieran ser ligeramente exagerados. Esto hace difícil sacar el costo real existente. Pero no se equivoquen, cada vez que la energía se interrumpe, aún por una fracción de segundo, esto es absolutamente un costo real para los clientes. El calculador ICE del Lawrence Berkeley National Laboratory es casi el único medio de arbitrar imparcialmente el costo social de las interrupciones.

Repasemos: existe la rebanada de la reguladora, la rebanada de la operación y el mantenimiento (O&M), y también la rebanada del cliente del pastel del costo de la resistencia. La única rebanada relativamente simple y directa para dolarizar es la reguladora ya que define claramente las penalizaciones o los bonos si las tasas basadas en el desempeño están en su lugar. Si una compañía eléctrica no tiene tasas basadas en el desempeño, entonces la rebanada de la reguladora, justo como las otras dos significan dolarizar la resistencia, sólo está a medio cocer.

Me interesaría conocer cómo su compañía eléctrica ajusta un valor a la resistencia de su red de distribución eléctrica.