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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN

TESIS PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE INGENIEROELÉCTRICO EN LA ESPECIALIZACION DE SISTEMAS

"

ELÉCTRICOS DE

BIBLIOTECA

ERNESTO WLADIMIR BEDON ORTEGA

QUITO, SEPTIEMBRE DE 1998

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Certifico que la presentetesis ha sido realizada en sutotalidad por el Sr. ErnestoWladimir Bedón Ortega, bajomi dirección.

IggrMilton^eaparítaDirector de tesis.

AGRADECIMIENTO

Expreso mí profundosentimiento de gratitud aaquellas personas que meayudaron y colaboraron condesinteresado apoyo aculminar este trabajo.Especialmente al IngenieroMiiton Toapanta por suacertada dirección y valiosaayuda.

DEDICATORIA

Este trabajo fue posiblegracias al esfuerzo, sacrificioy apoyo constante de mispadres, José M. y Graciela, yde mis hermanos José L. yTatiana, por ello se losdedico.

ÍNDICE

5JUSTIFICACIÓN

OBJETIVOS 7

ALCANCE 8

INTRODUCCIÓN 10

CAPÍTULO I ll

LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE l7

1.1 GENERALIDADES 17

EL ESTADO COMO REGULADOR DEL MERCADO 19PRECIOS CONTROLADOS Y SUBSIDIOS, EJEMPLOS: BANCO CENTRAL, ENPROVIT 19INECEL COMO ENTE REGULADOR Y CONTROLADOR 20PLAN NACIÓN AL DE ELECTRIFICACIÓN 21

1.2 ANÁLISIS Y DESCRIPCIÓN DE LA TARIFACIÓN EXISTENTE 24ACTUALMENTE

1.3 ANÁLISIS DE MODELOS EXISTENTES PARA EL CÁLCULO DEL 37

COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN

' ' ECONOMÍAS DE ESCALA ' " 40METODOLOGÍA DE RAMSEY 42COSTOS MARGINALES . 44

COSTO MARGINAL CORTO PLAZO 45COSTO MARGINAL LARGO PLAZO - 49

•COSTOS INCREMÉNTALES • 51PRECIOS AUTOSOSTENTBLES .. ' 52COSTO DE SERVICIO PRIORITARIO 53PRECIO TECHO 56COSTOS EVITADOS . 57COSTOS EN TIEMPO REAL 58COSTOS ESTACIONALES ' 59

CAPITULO 2

2.1 LA NUEVA LEY DEL SECTOR ELÉCTRICO

60

CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL NUEVO MODELO 60

60

EL COSTO DEL kWH DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN

ÍNDICE

2.2 ANÁLISIS DE LOS TÉRMINOS DE LA NUEVA LEY EN LO 67

RELACIONADO CON EL COSTO DEL kWh Y kW DE GENERACIÓN

2.3 DESCRIPCIÓN DE LA NUEVA METODOLOGÍA DE CÁLCULO DEL 70

kWh Y DEL kW DE GENERACIÓN.

CAPITULO 3 84

COSTO DEL kW INSTALADO . 84

POTENCIA CONTINUA (PC) 89ENERGÍA PRIMARIA (EP) 89ENERGÍA SECUNDARIA (ES) 90POTENCIA GARANTIZADA (PG) 90COSTO MARGINAL DE POTENCIA (CMP) 90

3, 1 COSTO MARGINAL MEDIO DE LARGO PLAZO 91

3. 2 MONTO DE INVERSIONES 91

3.2.1 CENTRALES DE GENERACIÓN HDROELÉCTRICA ' 10°CARACTERÍSTICAS DE COSTOS 100ESTRUCTURA DE COSTOS 100CASA DE MÁQUINAS 101BOCATOMAS 102CANALES 103TÚNELES 103TUBERÍAS 103TURBINAS Y GENERADORES 104EQUIPO ELÉCTRICO DE CONTROL Y PROTECCIONES 1 04INSTALACIONES Y EQUIPO AUXILIAR 1 05PATIO ELEVADOR 105PRESAS 106

3.2.2 CENTRALES DE GENERACIÓN TÉRMICAS A VAPOR 107

COSTOS DE INVERSIÓN 1 08GASTOS FIJOS ANUALES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO 1 08GASTOS VARIABLES DE MANTENIMIENTO 1 09CONSUMO ESPECÍFICO 109

o o. o /^-cTk-i-T-Q A i co r-«.c r>CK.icrp AOIÓM HSPQPI -*o, ¿..o oti^ i KAi-Co uc oCi-xtlKMUlUN UitoclL

COMPONENTES 109CARACTERÍSTICAS 110COSTOS DE INVERSIÓN ' 110COSTOS FIJOS ANUALES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO 1 1 1COSTOS VARIABLES DE MANTENIMIENTO 1 1 1CONSUMO ESPECÍFICO 1 1 1

EL COSTO DEL kWH DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN

ÍNDICE

¿r3.2,4 CENTRALES GENERADORAS DE TURBINA A GAS m

3.3 EL COSTO POR POTENCIA INSTALADA [l4

3.4 EJEMPLO DE DETERMINACIÓN DEL COSTO DEL kWINSTALADO l ll

CAPÍTULO 4 I27

COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN UJ

4.1 CARACTERÍSTICAS DÉLAS UNIDADES GENERADORAS l29

4.1.1 DEFINICIÓN DE TÉRMINOS BÁSICOS . 129

CONSUMO DE CALOR 129CONSUMO ESPECÍFICO DE CALOR 130EFICIENCIA 131CONSUMO INCREMENTAL DE CALOR 132

4.1.2 UNIDADES DE VAPOR . .. 134

FUNCIONAMIENTO DE LA CENTRAL DE VAPOR 134COSTO DE COMBUSTIBLE 135COSTO DE ARRANQUE ' . 136-COSTO DE MANTENIMIENTO 139

4.1.3 UNIDADES A GAS ' 139

FUNCIONAMIENTO DE LAS CENTRALES A GAS 13 9TURBINA DE CICLO ABIERTO ' 140

. TURBINA A GAS DE CICLO CERRADO 140

4-. 1.4 CENTRALES DE CICLO COMBINADO 142

.4.1.5 CENTRALES HIDROELÉCTRICAS l44

FUNCIONAMIENTO DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS 144

4.1.6 DATOS TÍPICOS DE UNIDADES TÉRMICAS 146

4.1.7 UNIDADES EXISTENTES EN EL SISTEMA ELÉCTRICO 149ECUATORIANO

4.2 DESPACHO HIDROTÉRMICO 151

4.2. r MODELACIÓN MATEMÁTICA DE SISTEMAS HIDROTÉRMICOS 154

PROGRAMACIÓN HIDROTÉRMICA DE CORTO PLAZO 154PROGRAMACIÓN DINÁMICA 161PROGRAMACIÓN LINEAL Y NO LINEAL • 162GRADIENTE REDUCIDO 162

EL COSTO DEL kWH DE GENERACIÓN 3"ERNESTO BEBÓN

ÍNDICE

MÉTODO DE FLUJO EN REDES 163

4.3 SISTEMA HIDROTÉRMICO ECUATORIANO 164

REPRESENTACIÓN DE FLUJO EN REDES DEL S.N.I. 167REPRESENTACIÓN DE CENTRALES TÉRMICAS 169REPRESENTACIÓN DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS DE PASADA 172REPRESENTACIÓN DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS CON RESERVORIO OEMBALSEREPRESENTACIÓN DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y TRANSFORMADORES 178REPRESENTACIÓN DE LAS DEMANDAS EN NODOS DEL S.N.I. 179

4.4 DETERMINACIÓN DEL CÁLCULO DEL COSTO DEL kWh DE isoGENERACIÓN

4.4.1 DETERMINACIÓN DE LA DEMANDA Y PLAN DE EXPANSIÓN. 183

4.4.2 DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS DE OPERACIÓN. l84

4.4.3 DETERMINACIÓN DE COSTOS. 186

4.4.4 DETERMINACIÓN DEL COSTO ÚNICO. m

CAPÍTULO 5 195

EJEMPLO DE APLICACIÓN DEL CÁLCULO DEL COSTO DEL kWh DE 195GENERACIÓN

5.2 DETERMINACIÓN DE COSTOS 195

5.2 DETERMINACIÓN DEL COSTO ÚNICO 206

CAPÍTULO 6 212

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 212

CONCLUSIONES 2U

RECOMENDA CIONES 225

BIBLIOGRAFÍA 232

GLOSARIO DE TÉRMINOS 236

ANEXOS 249

EL COSTO DEL kWH DE GENERACIÓN 4"ERNESTO BEDÓN

JUSTIFICACIÓN

JUSTIFICACIÓN.

La Ley de Régimen del Sector Eléctrico, establece reformas en el proceso de

comercialización de la energía y potencia eléctrica desde la generación a la

distribución.

Es así, que en la generación establece la libre competencia y participación del

sector privado.

Para la transmisión establece una empresa única, encargada esta del

transporte de la energía y potencia eléctrica.

En la distribución y comercialización se mantiene el esquema de concesiones

reguladas. (Art. 37, 58, 78 y 94 Reglamento Sustitutivo del Reglamento General de la Ley de

Régimen del Sector Eléctrico, Registro oficial N°182, 1997/10/28)

La creación de una metodología para determinar el costo del kWh de

generación en las barras del sistema de transmisión que respete la Ley de

Régimen del Sector Eléctrico (LRSE) y el Reglamento General de esta

(RGLRSE) y que tome en cuenta condiciones técnicas de operación del S.N.I.

facilitará el futuro análisis de nuevos métodos o modelos matemáticos para

obtener el costo del kWh de generación en (as barras del sistema de

transmisión, facilitará también la previsión de transacciones en e

eléctrico, y será de utilidad para la posible implementación de un paquete

compuíacional interactivo para la obtención del costo del kWh de cada central

a una condición de operación del sistema; paquete este que sería utilizado

EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN JERNESTO BEDÓN

JUSTTFICACrON

como herramienta para obtener costos de referencia en transacciones

financieras en el mercado eléctrico.

La utilización de una metodología que depende de factores inciertos como la

hidrología e índices económicos que intenta simular la realidad con cierta

exactitud permitirá aproximarse en la predicción del costo del kWh de

generación bajo ciertas condiciones de operación a una fecha en el futuro.

Este pronóstico serviría para varios propósitos, entre otros para:

1. La administración y planificación económica de empresas de generación a

mediano y quizá a largo plazo, así como para estudios de rentabilidad de

proyectos de generación o industríales a realizarse dentro del país.

2. Determinar la tarifa de la energía y potencia eléctrica al usuario final.

3. La determinación de tarifas para las actividades de transmisión, basadas en

el monto de las transacciones realizadas en el Mercado Eléctrico Mayorista

(MEM), las cuales estarán en función del costo del kWh de generación.

4. Una proyección de la demanda futura de energía y potencia eléctrica

basados en su relación con el precio del kW y kWh de generación.

EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN

OBJETIVOS

OBJETIVOS

La presente tesis plantea los siguientes objetivos:

1. Formular un modelo matemático que permita determinar el precio del kWh de

generación puesto en las barras de transmisión.

2. Analizar los factores que inciden en la determinación del costo del kWn de

generación, tales como;

Despacho económico,

Disponibilidad energética en centrales hidroeléctricas,

Costo del kW instalado,

Tipo de generación.

3. Formular un modelo matemático o metodología que permita determinar el precio del

kWh de generación puesto en las barras de transmisión, que este de a cuerdo con la

Ley de Régimen del Sector Eléctrico, sus reglamentos y el nuevo esquema del

mercado eléctrico ecuatoriano.


ALCANCE

ALCANCE

La Ley de Régimen del sector eléctrico propone un esquema nuevo en el mercado

eléctrico, este esquema implementa la competencia en la generación y el cálculo de la

tarifa de generación sobre la base de costos marginales, por lo que se debe tener en

cuenta la existencia de varios tipos de centrales de generación eléctrica, las cuales a su

vez tendrán costos diferentes de operación, mantenimiento y capacidad. Tales

diferencias serán decisivas en la competencia entre generadores y la determinación del

costo marginal, por lo cual cualquier modelo de cálculo de la tarifa de generación

propuesto debe considerarlas.

El modelo que se propone en esta tesis toma en cuenta las características de costo de las

centrales eléctricas, factores estacionales y la probabilidad de ocurrencia de estos. Dicho

modelo adopta como costo único al costo marginal medio esperado en el transcurso de

un año, tomando en cuenta que así las empresas eléctricas tendrán una mayor certeza

acerca de los cambios en el precio de venta del kWh de generación. El método toma en

cuenta el pago por capacidad, y el pago por generación de energía, además propone que

la tarifa es un precio referencial y que el precio puede estar sobre o bajo este,

dependiendo de las condiciones del mercado.


ALCANCE

A] tomarse como base el costo margina] esperado a ]o largo del año, se pueden definir

costos estacionales y horarios, lo que diferencia las obvias variaciones que experimenta

el costo del servicio y propicia el uso racional de la energía. Al estar basado en un

despacho económico tomando en cuenta las restricciones del Sistema Eléctrico Nacional

utiliza de mejor manera el equipamiento de la generación, estableciéndose un sistema

tarifario dúctil

El modelo para el cálculo del kWh de generación contiene y trata los casos de

generación hidroeléctrica y termoeléctrica, y dentro de esta los casos de generación con

turbinas a gas, ciclo combinado y vapor.

INTRODUCCIÓN

INTRODUCCIÓN.

La falta de atención a la demanda eléctrica en el país registró en años anteriores

racionamientos de energía eléctrica. Esta falta de atención ha conllevado a impulsar en

el país un proceso de cambio y modernización del sector. Dicho proceso de cambio se

basa en Ja competencia dentro del sector, rompiendo con el sistema público y

monopolice de producción de energía eléctrica, la competencia se realizará en todas las

actividades y servicios relativos a generación de energía eléctrica que serán prestados

por las personas naturales o jurídicas debidamente autorizadas por el CONELEC.

El mercado eléctrico compuesto antes por una única empresa vendedora de energía

generada, generadores adicionales privados y varias empresas eléctricas que en su gran

mayoría son empresas distribuidoras y comercializadoras, cambia con la Ley de

Régimen del Sector Eléctrico, estableciéndose la existencia de varias unidades de

negocio y la separación de las actividades de generación y transmisión (Art.6 y 94 del

Reglamento Sustitutivo del Reglamento General de la Ley de Régimen del Sector

Eléctrico, Suplemento Registro oficial N°182, 1997/10/28), además, la existencia de un

Mercado Eléctrico Mayorista.

EL COSTO DEL kWhDE GENERACIÓN 10ERNESTO BEDÓN

INTRODUCCIÓN

Dentro de este nuevo esquema se tendrá la participación en el Mercado Eléctrico

Mayorista de los generadores, los distribuidores y los grandes consumidores

incorporados al Sistema Nacional Interconectado (S.N.I.) pudiendo realizar entre estos

transferencias de potencia y energía.

En el mercado Eléctrico Mayorista se realizarán transacciones de energía eléctrica de

acuerdo a dos modalidades: Contratos a Plazo y Mercados Ocasional, con las siguientes

características:

• Los contratos a largo plazo se celebrarán por un término mínimo de un ano entre

generadores y distribuidores, entre generadores y grandes consumidores., y entre

grandes consumidores y distribuidores a precios libremente pactados.

• En el mercado ocasional se realizarán transacciones entre generadores yO J

distribuidores, entre generadores y grandes consumidores, a precios que para este

mercado serán los costos marginales de corto plazo determinados por el CENACE.

(Art. 78 Reglamento Sustitutivo del Reglamento General de la Ley de Régimen del

Sector Eléctrico, Suplemento Registro Oficial N°1S2, 1997/10/28)

En el nuevo esquema del sector eléctrico se establece la existencia de precios, que serán

aplicados al mercado ocasional y de tarifas aplicados a consumidores finales, existiendo

además implícito un precio único que será aplicado al realizarse un contrato a plazo. Las

relaciones de precios y tarifas se explica en la siguiente figura:

ÉLCÓSTO DEL kWh DE GENERACIÓN TTERKE 3TO BEDÓN

INTRODUCCIÓN

FIGURA 1

MERCADO APLAZO / CONTRATOS APLAZO

PRECIO ÚNICO AJLOLARGO DE UN ANOGARANTIZADO PORCONTRATO

TARIFAS APRECIOSCONTROLADOS

CLIENTES

-XUSTRIBUIDOKES/CO- MERCIALIZADORAS-

USUARIO-- -FINAL ~-

En un contrato a plazo, el precio de compra - venía de energía pactado, es valido por un término mínimo

de un año, por lo que se convierte en un precio único en el que se debe tomar en cuenta todos los costos

de producción de energía y potencia eléctrica a lo largo del período de duración del contrato, el usuario

final no tiene un precio de compra de energía, sino una tarifa que es un precio determinado por un ente de

regulación, puesto que en este esquema del Mercado eléctrico no se introduce aún competencia en la

comercialización. (Art. 78 Reglamento Sustitutivo del Reglamento General de la Ley de Régimen del

Sector Eléctrico, Registro oficial N°182, 1997/10/28)


12

FIGURA 2

MERCADO OCASIONALPRECIOS SERÁN LOS COSTOS MARGINALES DE CORTO PLAZO

GRANDESCLIENTES

GENERADORES

PRECIO: COSTOSMARGINALES DE

CORTO PLAZODETERMINADOS POR

EL CENACE

TARDFAS = PRECIOSCONTROLADOS

USUARIO- -FINAL'

(Art. 78 y 82 del Reglamento Sustitutivo del Reglamento General de la Ley de Régimen

del Sector Eléctrico, Registro oficial N°l 82,1997/10/28)

Con estos antecedentes y tomando en cuenta que se debe respetar los principios de bajo

costo, el despacho económico, y optimízación de los recursos (Ley de Régimen del

Sector Eléctrico, articulo 11, Registro Oficial n.43 1996/10/10), la presente tesis trata de

establecer una metodología para el cálculo del kWh de generación.

El Capítulo 1 titulado "La Estructura Tarifaria Vigente", hace un análisis del origen de

esta estructura tarifaria y de los criterios utilizados para la obtención de la tarifa al


13

consumidor, además en este capítulo se hace una descripción de varios métodos

utilizados para determinar costos, precios y tarifas de generación de energía eléctrica.

En el segundo Capítulo, "Características Generales del Nuevo Modelo", se hace un

análisis de los términos de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico en lo relacionado a la

determinación del costo del kWh de generación, de las características que debe cumplir

el modelo de cálculo para estar acorde al modelo de mercado eléctrico a implantarse en

el Ecuador.

El Capítulo 3 titulado "Costo Del kWh instalado", describe como realizar el cálculo del

monto de inversiones de varios tipos de centrales de generación y analiza el costo de la

potencia instalada.

El cuarto capítulo, "Costo del kWh en Operación", describe las características de las

unidades generadoras de energía eléctrica, despacho hidrotérmico, modelos

matemáticos de despacho económico hidrotérmico, el cálculo del costo marginal de

corto plazo de generación, y a través de este, el cálculo del costo único del kWh de

generación. Dicho costo único es un costo referencial que puede ser utilizado por los

generadores para determinar el precio de venta de energía y potencia eléctrica en un

contrato a plazo.

El método que se propone en la presente tesis tiene cinco pasos básicos, los cuales son

tratados a lo largo de sus capítulos y concluyen con un ejemplo de cálculo en el capítulo

5, dichos pasos son:

EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 14ERNESTO BEDÓN

INTRODUCCIÓN

Determinación de la demanda y Plan de Expansión (inversiones y anualidades),

dicha determinación de la demanda se la tiene que hacer tomando en cuenta factores

econométricos, puesto que al abrirse la competencia en la generación y en un futuro

la comercialización.,, esta demanda dependerá del precio de oferta de la energía. El

Plan de Expansión del sistema no es certero puesto que en 3a historia del sector

eléctrico no se han cumplido los planes de electrificación, lo que hace muy difícil

su determinación. En la presente tesis no se trata el problema de determinación de la

demanda, ni del Plan de Expansión, puesto que estos requieren un tratamiento

particular y muy amplio que sale fuera del tema. En todo caso su influencia dentro

del costo del kWh de generación es tomado en cuenta en el tratamiento del costo por

capacidad (Art. 46 del derogado Reglamento General de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico,

suplemento Registro Oficial N.82 1996/12/4). Para el costo de capacidad, se tiene que es

dependiente de los costos fijos anuales propios de la unidad de generación.

Determinación de los parámetros de operación del sistema. Los parámetros de

operación del sistema son requeridos para la realización de un despacho al mínimo

costo, parámetros tales como límites de transmisión, hidrología, curva de carga,

curva de duración de carga, disponibilidad de las unidades, deben ser tomadas en

cuenta en el despacho de las unidades conectadas al S.N.I.

- Simulación del despacho hidrotérmico. El sistema Eléctrico Ecuatoriano es un

sistema con dos componentes de generación: térmica e hidráulica, cada una con sus

particularidades, las cuales influyen conjuntamente en la determinación de un

despacho óptimo de generación. En la presente tesis se ha tomado la simulación de

flujos y despacho realizado por el CENACE para los días 1997/06/16 y 1997/11/19.

EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 15*ERNESTO BEDÓN

INTRODUCCIÓN

Determinación de costos medios de operación y mantenimiento. Una vez realizado

el despacho económico, se asignan la potencia y energía de generación de cada

unidad, dicha potencia y energía son variables en la determinación del costo de

mantenimiento y operación. La potencia y energía de generación de una unidad

tiene que ser determinada luego en la realidad por parte del CENACE utilizando un

sistema de medición en tiempo real. Para la determinación de los costos medios de

operación el método propuesto se basa en datos históricos, tomados como fijos, es

decir no como una función del desgaste ni cambio de las condiciones de

funcionamiento de la unidad, puesto que dichas funciones no son conocidas

actualmente por el CENACE o HSfECEL, sin embargo en la presente tesis se esboza

un ejemplo de estas.

Determinación de "costos únicos", costos marginales del kWh. Los costos

.marginales para el sistema cambian dependiendo de las condiciones de operación,

por lo que es conveniente fijar un costo probable del kWh de generación,

denominado en la presente tesis "costo único". Para la determinación del costo

probable es necesario conocer la probabilidad de ocurrencia de los fenómenos

hidrológicos, de. disponibilidad de las unidades, de ocurrencia de la demanda, es

decir en suma de la probabilidad de ocurrencia del caso tomado para análisis.

EL COSTO DEL kWh DE GENERACIO1r 16ERNESTO BEDÓN

CAPITULO I: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE

CAPITULO 1

LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE

El sector eléctrico en sus inicios se desarrolla aisladamente, en compañías que

generaban electricidad en ciudades como Quito, Ambato, Cuenca y Guayaquil, las

mismas que luego pasaron a pertenecer a los municipios (a excepción de Guayaquil con

EMELEC, ELECTROQIHL YELECTROQUITO).

En la década de los 70's en el Ecuador existía la política de Estado de desarrollar el

sector eléctrico, impulsándose el desarrollo de obras tales como Paute y el Sistema

Nacional Interconectado (S.N.I), dichos proyectos se desarrollaron con dinero

proveniente de las regalías del petróleo.

La política de Estado de aquella época correspondía a una tendencia social, donde se

trataba de desarrollar económicamente al país, a través de la sustitución de las

importaciones, lo que requería mejorar las condiciones para la industria y

conjuntamente, el de la sociedad. Esto llevó a Ja existencia de subsidios a todo nivel,

incluyendo el subsidio de la electricidad.

Al nacer la concepción de la energía eléctrica como un recurso necesario para el

desarrollo social, la electricidad no fue tomada como un producto elaborado, por esta

razón, el robo no constituía un delito punible y sancionable dentro del ámbito penal,

sino que al ser un requerimiento para el desarrollo y con la agravante de que por su

EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 17ERNESTO BEDON


naturaleza las concesiones se constituían en monopólicas se tomó a la electricidad como

un derecho, tal es así que una compañía no puede negar el servicio a nadie, aún cuando

tal cliente "delinca" obteniendo de la red energía sin pagarla.

La participación del Estado a través de sus instituciones (INECEL) y de las

municipalidades en el Sector Eléctrico determinó que en los cálculos de las tarifas no

fueran tomados en cuenta criterios como: rendimiento. de la inversión, precio de

oportunidad, compra y venta de energía con condiciones contractuales y en mercado

spot.

La estructura de tarifas eléctricas vigente en el Ecuador está basada en un sistema de

subsidios, puesto que el -usuario no paga un costo real de la energía. El cuanto deba

pagar el usuario por la energía fue fijado en muchos casos por injerencias de personas

sin criterio técnico y con relación a la tarifa anterior. Este subsidio si bien debería ser

pagado por el Estado, en un principio era proporcionado por las regalías del petróleo,

luego por INECEL, a costa de los recursos necesarios para su desarrollo y

mantenimiento, hasta llegar en. la actualidad a tenerse situaciones de crisis como son los

apagones.

En el esquema actual debido al subsidio de la energía eléctrica por parte del estado, la

mayoría de empresas eléctricas obtienen del S.N.I. una energía más barata de lo que les

costaría generarla, por lo que en el transcurso de los años se ha descuidado la

EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN . 18ERNESTO BEDON

CAPITULO T: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE

generación propia, convirtiéndose estas en compañías de distribución y

comercialización de energía eléctrica.

1.1. - GENERALIDADES

EL ESTADO COMO REGULADOR DEL MERCADO

El Estado Ecuatoriano a partir de las tesis de la CEP AL, elaboradas en la década de los

sesenta, y en base a los lineamientos de la política económica diseñada por los E.E.U.U.

para suspender la gran crisis de los años 30 en ese país, se consolidó como un ente

regulador, encargado de llevar a cabo varias políticas de desarrollo social como salud,

educación y obras de infraestructura, por lo que dentro de estas políticas sé encontraron

inmersos los procesos de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica; y

por tanto su funcionamiento como un mercado eléctrico monopólico regulado por el

Estado.

Para entender como es que la actividad estatal realizó grandes obras en el sector

eléctrico, obras consideradas de suma importancia para el desarrollo del Ecuador, se

debe necesariamente hacer un poco de historia y revisar el modelo económico - político

adoptado en aquella época teniéndose que a partir de los años cincuenta, que coincide

con el auge bananero, la política estatal se orienta fundamentalmente en tres

direcciones: persigue la construcción de una infraestructura de transporte y energía, el

fomento de la industrialización y la creación de organismos que permitan al Estado

asumir funciones directas como impulsor del desarrollo. (María Caridad Araujo M, "Una



propuesta para la transformación del Estado", V concurso de Investigación Económica, Instituto

Latinoamericano de Investigaciones Sociales, Quito - Ecuador, Julio 1994)

Con esta política de modernización que considera el desarrollo industrial hacia adentro

mediante la industrialización nacional y la sustitución de importaciones, y por tanto la

protección a la industria nacional, sumados los ingresos provenientes del petróleo se

alcanzaron altas tasas de crecimiento. Sin embargo la carencia de un desarrollo

industrial autosostenido, bajos niveles de productividad, dependencia del petróleo, la

crisis en los precios de este en el ámbito internacional y la deuda externa, dieron lugar al

abandono de obras en el sector eléctrico. El Estado actualmente pretende que la empresa

privada, capitalice las empresas del sector e impulse su desarrollo.

PRECIOS CONTROLADOS Y SUBSIDIOS. EJEMPLOS: BANCO CENTRAL,

EMPROVIT.

El estado como regulador del mercado no solo que subsidio a la empresa privada con

tratamientos arancelarios especiales sino permitiendo una mano de obra con escasa

remuneración., para lo cual, fue necesario subsidiar y controlar precios de, productos y

servicios de primera necesidad tales como alimentación, vivienda, salud, electricidad,

agua potable, seguridad social. Se crearon instituciones como EMPROVIT, BEVS BNF3

los más importantes, todas ellas con este fin, que pretendía lograr el desarrollo industrial

del país.

EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN . 20ERNESTO BEDON


Así pues, el subsidio de la energía eléctrica era necesario dentro de este esquema en el

que la electricidad era un requisito para el desarrollo industrial.

En materia económica el estado mediante la creación del Banco Central y su acción,

reguló las tasas de interés, las tasas cambiarías y otros factores económicos.

INECEL COMO ENTE REGULADOR Y CONTROLADOR.

La energía eléctrica, tomada como un factor importante en el desarrollo social un

concepto integrado a la constitución política del Estado debe estar en manos del mismo,

es así que se necesitan instrumentos legales para manejar el sector eléctrico, por lo que

el gobierno central ñja la política del Sector Eléctrico Ecuatoriano mediante la Ley

Básica de Electrificación que fijaba como atribución única y privativa del Estado la

generación, la transmisión y distribución de energía eléctrica, esta atribución ejecutada

por INECEL. Según la señalada ley (Ley Básica de Electrificación, suplemento registro oficial

N°387, Quito/Septiembre 10 / 1973) el INECEL es una institución de carácter público, con

autonomía económica y administrativa., con recursos y patrimonio propio, y está

adscrita al Ministerio de Energía y Minas.

El INECEL cumpliría con las funciones principales de:

organismo reguiador,

propietario del Sistema Nacional Interconectado,



accionista mayoritario de las empresas eléctricas de distribución del país con

excepción de EMELEC, ELECTROQUIL y ELECTROQUITO,

planifícador de la operación del S.N.I., de una manera segura y económica,

tiene la función de realizar la coordinación y ejecución del desarrollo de todas las

fases de la electrificación,

el INECEL se encarga de todo lo relacionado con la implementación de nuevo

equipamiento para generación, transmisión y distribución,

comercializar la energía dentro del país y fuera de este en cuyo caso se requiere de

la aprobación de la presidencia de la república.

Hasta el año 1961 los Municipios tenían a su cargo el servicio eléctrico, razón por la

cual no existió una política de desarrollo global que oriente al sector eléctrico, y

tampoco la presencia de un cuerpo legal que definan y normen sus actividades.

Como consecuencia de la bonanza petrolera en los años 70 's se inyecta una gran

cantidad de recursos al sector energético mediante la creación del Fondo Nacional de

Electrificación, con la asignación del 47% de las regalías de producción de petróleo, lo

cual provocó tasas de crecimiento muy altas en el desarrollo del sector eléctrico. Sin

embargo este crecimiento se debió al aporte de los recursos petroleros más no al

incremento tarifario, tal es así que la variación del precio del kWh fue de 0.564 sucres

por kWh en 1970, basta 1.62 sucres por kWh en 1981 (precios vistos en sucres de

1995). A partir de 1985 fecha en la cual el Gobierno Nacional, congeló las regalías del

petróleo, en 66.5 sucres / dólar, se inicia un periodo de grandes dificultades para el

EL COSTO DEL kWhDE GENERACIÓN 22ERNESTO BEDON


sector eléctrico. En 1992 e] precio con que se facturaba a los clientes finales era

equivalente a 2.8 ctvos. de dólar por kWh, que comparados con el costo real del

servicio de 7.5 ctvos. de dólar por kWh, significaba que los costos del servicio no podía

ser cubierto de ninguna manera con los niveles tarifarios existentes.

(Datos provenientes de: Vergara Jorge, INECEL, Dirección de planificación y tarifas, unidad de diseño y

control de tarifas, Análisis Tarifario, Quito 1998; y, Brborich Peñaherrera W., Incidencia del Subsidio

Propuesto por la nueva Ley de Electrificación en los Diferentes Sectores Sociales, tesis de grado, E.P.N.,

F.I.E., Quito 1996).

El INECEL tiene como objetivo el control del sector eléctrico desde la generación

eléctrica hasta las redes de atención al público, así como de la planificación y expansión

del servicio. También tiene a su cargo el estudio de factibüldad de nuevos proyectos de

generación, del estudio tarifario y del desarrollo de proyectos de electrificación rural.


CAPÍTULO I: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE

PLAN NACIONAL DE ELECTRIFICACIÓN.

En los últimos años el sistema eléctrico ecuatoriano ha experimentado un total divorcio

entre las recomendaciones técnicas y las acciones tomadas por los gobiernos, es así que

se ha incumplido los planes de expansión del sistema.

En 1993 por primera vez en la historia del Ecuador, INECEL consigue que la

presidencia de la república apruebe y sancione la ejecución del PLAN DE

ELECTRIFICACIÓN DEL ECUADOR, el mismo que no se ha cumplido.

La falta de cumplimiento de los planes de expansión del sistema ha provocado que el

país sufra de escasez de energía siendo una consecuencia los apagones.

Como se ha visto el estado ecuatoriano tuvo en los años 70 hasta finales del año 80 los

recursos necesarios para la expansión del sistema, fruto de eso hoy se tiene grandes

proyectos como lo es Paute, sin embargo la falta de interés en generar recursos para el

sector eléctrico por parte del Estado y de las instituciones financieras internacionales ha

provocado la aplicación de la doctrina de la privatización del sector, la cual se plantea

como la "única solución" para el sector eléctrico deficitario de capitales para su

desarrollo.

A continuación se indica una tabla del plan de equipamiento de generación previsto para

el S.N.I..



TABLA 1, PLAN DE EQUIPAMIENTO

S.N.I

PLAN DE EQUIPAMIENTO

CENTRAL

TURBO GAS DIESEL

TURBO GAS DIESEL

DAULE PERIPA

TURBO GAS DIESEL

VAPOR BUNKER

SAN FRANCISCO

APAQUI

MAZAR

ANGAMARCA

CODO SINCLAIR

QUIJOS

CICLO COMBINADO

DIESEL

TOACffl

TURBO GAS DIESEL

POTENCIA (MW)

120

120

213

240

300

230

36

180

50

432

40

100

171

40

ENTRADA

1998

1999

1999

2000

2001

2003

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2009

(Datos provenientes de: CIER, SUPLAMA, VIÍ Seminario ecuatoriano de Planificación y Medio

Ambiente, "Perspectivas del Sector eléctrico Ecuatoriano", Ing. Gonzalo Páez Chacón, INECEL,

Quito/Ecuador 1998)

EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDON

25


El cumplimiento de la expansión necesaria del sector eléctrico no solo afecta a la

generación, sino en el ámbito general, es así que un ejemplo de la necesidad de una

expansión planificada en el sistema lo constituye el sistema de transmisión puesto que

se ha llegado a observar sobrecargas en puntos importantes del sistema nacional.

1.2 ANÁLISIS Y DESCRIPCIÓN DE LA TARIFACIÓN

EXISTENTE ACTUALMENTE.

La ley vigente de tarifación toma en cuenta para la determinación de tarifas el criterio

de costos contables, es decir se determina históricamente el costo de producción de

energía, añadiendo el cargo debido a recuperación de capital. Este sistema tarifario sería

óptimo de no existir injerencias políticas que han impedido que INECEL recupere los

costos a través de los cobros por planilla.

Todas estas características han influido en el sistema de tarífación y cálculo de costos en

el sector, gracias a la conjunción de estos tres sectores, generación, transmisión y

distribución bajo una misma administración se logró una economía de escala, la cual

permitió una operación económica del sector. Aunque su estructura también tuvo

algunas deficiencias, pues, las unidades de generación no tenían un análisis de su

rendimiento económico ni autonomía económica - operativa, centrales baratas

subsidiaban pérdidas en un sector y centrales caras en otros. Así mismo al ser una sola

entidad la que controlaba el sector, esta se "beneficia" de una tarifa estática única en el



ámbito nacional, en este tipo de estructuras se tiene que los usuarios de energía en la

base subsidian a los usuarios en la punta de la curva de demanda.

Actualmente INECEL vende energía en bloque a las empresas eléctricas, (las que son

comercializado ras y distribuidoras) estas a su vez entregan la energía al usuario final.

En el marco legal, La Ley Básica de Electrificación creada mediante Ley de Emergencia

N°24 del 23 de mayo de 1961 y específicamente el reglamento de Fijación de Tarifas de

Servicios Eléctricos aprobado mediante decreto N°684 del 7 de Agosto de 1975 y

publicado en el registro oficial N°869 del 18 del mismo mes y año, indican que: " El

régimen establecido por el presente reglamento, descansa en el principio básico de que

la energía eléctrica es una mercancía cuyo costo y precio de venta varía según los

medios de producción y las circunstancias de tiempo y lugar, y que por lo tanto, el

servicio debe presentarse a su justo valor, y en consecuencia las tarifas deben producir

ingresos que permitan a las empresas cubrir los costos que demanda el suministro del

servicio y obtener una razonable rentabilidad, con la cual pueda asegurarse una buena

situación financiera y consecuentemente una prestación del servicio en forma continua

y eficiente". Mediante el Decreto Ejecutivo N° 2310 del 15 de diciembre de 1983,

publicado en el registro oficial N° 644 del 21 de diciembre de 1983, se determina en el

mismo, que la rentabilidad anual a que tienen derecho todas las empresas eléctricas y

que se consideran en el análisis de costos para la fijación de tarifas será aquella que

permita obtener una adecuada contribución a la inversión, cuyo porcentaje será

determinado anualmente por el directorio de 1KBCEL.


CAPITULO 1: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE

Además, la estructura tarifaria del sector eléctrico está basada en el tipo de.servicio, los

tipos de servicio son definidos en el reglamento para la fijación de tarifas eléctricas

siempre bajo la consideración del uso que estas dan a la energía eléctrica y son los

siguientes:

Residencial: que es aquel destinado únicamente al uso doméstico y anexos que

constituyen la residencia de una unidad familiar, así como a los usuarios de pequeño

consumo que se dediquen a actividades artesanales.

Comercial: Es el servicio suministrado a edificios, casas y apartamentos destinados para

negocios o actividades profesionales, así como en las que se realizan actividades por la

cual sus propietarios perciban alguna remuneración de las personas que visitan estos

lugares.

Industrial: El servicio que se presta a fábricas, y en general a todo lugar en donde se

elabore o transforme productos mediante procesos industriales.

Alumbrado público: es el servicio que es utilizado para el alumbrado de calles, plazas,

parques, etc., que son de libre ocupación del público.

Entidades Oficiales: Corresponde al suministro para uso general en. oficinas y

dependencias estatales.



Entidades de Asistencia Social y Beneficio Público: Es el servicio que se da a

instituciones de Asistencia Social sin fines de lucro, iglesias, instituciones educativas o

de beneficencia.

Otros: son los servicios que no están incluidos en los anteriores, como por ejemplo el

bombeo de agua.

Existen unos pocos casos de usuarios en los cuales las tarifas han sido definidas por el

nivel de voltaje del servidor y/o por las características de la generación que pueda

poseer el usuario, así como por su demanda; estas tarifas requieren autorización

específica del Directorio de MECEL.

El pago por kWh de consumo para los usuarios finales, era único en el ámbito nacional,

bajo ' la premisa básica de que no importaba la ubicación geográfica de los

"Consumidores" (término con el que se refiere la actual LRSE a los clientes de una

empresa Distribuidora), para que paguen el mismo valor por la energía consumida en

cualquier parte del país, para la misma clase se servicio.

La base para realizar un estudio de costos en el sector eléctrico lo constituye el

Reglamento de Tarifas, el cual fija un porcentaje determinado de utilidad, con el cual y

a partir de los costos contables de generación se han venido calculando las tarifas para

la generación. ._ ' .



En un esquema general, el modelo calcula el costo de la instalación de la central de

generación, esto incluye: obras civiles, gastos de constitución, gastos de consulton'a y

contratación, gastos de instalaciones eléctricas y mecánicas, gastos de equipos, seguros,

capital de trabajo, y, en general de todo lo necesario para establecer la empresa y central

de generación, además de todo lo anterior también debe incluirse lo respectivo para la

central de transformación.

Una vez calculado el costo anualizado de infraestructura^ se le suma el costo anual de

operación y mantenimiento a este se debe añadir un porcentaje de utilidad fijado por el

reglamento de tarifas, este monto está con relación a una energía anual, y a una

capacidad. Así supuestamente se logra determinar la tarifa para la generación, pero en

nuestro país se debe tomar en cuenta el factor social y político, estos factores han

implantado tarifas históricas, entendiéndose aquí por tarifas históricas al conjunto de

tarifas precedentes a una nueva que impide que la nueva se eleve por encima de un

cierto rango que sería el "razonable" en función de estas tarifas.

En general el reglamento de tarifas fija con detalle cual es el método para el cálculo del

kWh y del kW de generación (costo del servicio), pero este reglamento no es dinámico,

es decir no tiene en cuenta factores individuales, de las condiciones del mercado, fija

una tarifa constante a lo largo de un periodo de tiempo. Ei esquema tarifíario actual se

basa en el mecanismo de costos contables o históricos, por lo que su actualización o

renovación tarda por lo menos un año.

EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 3 OERNESTO BEDON


Los costos del servicio eléctrico son valorados sobre la base de los costos financieros

contables, entre los que se incluyen, por un lado los gastos de operación, depreciaciones

anuales y mantenimiento, y por otro lado la rentabilidad sobre la base tarifaria (se

entiende como base tarifaria al valor promedio de dos años consecutivos del activo neto

inmovilizado al que hay que sumar el capital, de trabajo para la explotación, estimado

como el equivalente a dos meses de los gastos directos de explotación).

Los costos directos de operación son:

Mano de Obra directa e indirecta por concepto de servicios prestados por los

empleados y obreros,

- Beneficios sociales a favor del personal,

Costo de combustibles y lubricantes utilizados para la generación,

El valor total incurrido por la compra de potencia y energía adquiridas a terceros.

- Costos de materiales que están destinados a la operación y mantenimiento de los

equipos, tales como repuestos y empaques.

Cargos por depreciación y amortización: Son costos virtuales, es decir se tratan y

tienen el efecto de un costo sin serlo. Para calcular el monto de los cargos se debe

utilizar los porcentajes autorizados por la ley tributaria del país.

Costos de administración, que como su nombre lo indica proviene de realizar la

función de administración dentro de la empresa.

- Costos por seguros, debido a pólizas contratadas para cubrir los bienes contra

riesgos.



Costos de impuestos y tributos, tasas, contribuciones fiscales a las que las entidades

eléctricas estén sometidas.

Según la actual legislación, el sector eléctrico del país está exonerado del pago a varios

tributos, entre los que se cuentan aranceles para la importación de bienes y el impuesto a

la renta, es decir, existe una excepción legal para lograr que los gastos directos sean

"menos altos"; sin embargo con Ja participación del sector privado estas exoneraciones

tienen que ser eliminadas, obteniéndose así un costo directo real.

Los ingresos netos de operación, a su vez, son obtenidos restando de los ingresos por

venta de energía, los gastos de explotación y los otros ingresos y gastos operativos que

no son de explotación pero que están relacionados con la actividad operativa de la

entidad eléctrica.

Al trabajar con costos financieros contables no se permite diferenciar las obvias

variaciones que experimenta el costo del servicio a lo largo del día y en las diferentes

épocas del año, lo que impide que se pueda estructurar una tarifa que propicie el uso

racional de la energía y que se pueda utilizar de mejor manera el equipamiento de la

generación, estableciendo un sistema tarifario dúctil o menos rígido que aquel que

prevalece hasta el momento.

Los costos financieros extrapolan estructuras organizativas y de ajustes que reflejan el

actual esquema que impera en una empresa, lo que impide que se propenda a mejorar la

productividad de la misma en base de evaluar el desarrollo futuro de aquella tanto en



base de la evolución de la demanda, lo que implica ampliación de equipamiento como

sobre la base del mejoramiento de las condiciones tecnológicas de las instalaciones y su

organización.

El sistema eléctrico en el Ecuador ha sido un sector con las siguientes características:

- No existe competencia entre compañías.

- Es un monopolio Estatal, sin opciones de selección del origen del suministro.

Los consumidores por la naturaleza del sistema son clientes cautivos.

Tiene una planificación integral y un control natural de todos los recursos.

Las regulaciones substituyen a la competencia.

Existe el modo de concesiones, esto es, la obligación de servicios basados en la

confíabilidad y precio regulado de la energía.

En este sistema se tiene la propiedad de todos los generadores, y de los sistemas de

transmisión y distribución por parte de una sola empresa.

Se aprovecha la economía de escala para construir plantas e infraestructura de

transmisión de mejor capacidad para cubrir el territorio.

Se puede obtener beneficios económicos importantes de la coordinación operativa,

especialmente del despacho de generación.

El control del sistema de transmisión asegura que se puede lograr un despacho

económico con seguridad.

La mayor parte del riesgo se traslada a los consumidores, es decir puede haber falta-

de eficiencia en la inversión.

Se reduce el riesgo a inversionistas y puede reducirse también el costo del capital.



Al pasarse todos 3os costos al cliente no existe el incentivo para reducir costos.

Se permite la inclusión de políticas de tipo social

Según el INECEL, las principales deficiencias que presenta el sistema tarifario aplicado

en el país, son:

El sistema tarifario está basado en el criterio de recuperación de los costos contables

históricos.

Dentro del concepto de recuperación de los costos del servicio de la actual

tarifación, no han sido realizados estudios detallados de costos de generación,

transmisión y distribución, que permitan garantizar que las tarifas reflejen los costos

relativos a atender a consumidores de diferentes características.

No existen estudios que permitan saber si los subsidios sociales de las tarifas son

justificados, y cual es el mejor método de aplicación de subsidios.

Los niveles tarifarios aplicados en etapas anteriores han sido completamente

deficitarios, estando las empresas eléctricas, especialmente las más pequeñas, en

franco proceso de descapitalización. El siguiente cuadro muestra como INECEL

compensaba las diferentes tarifas pues mientras unas empresas pagaban sobre el

precio de venta (tales como E.E.Q.S.A., Cotopaxi) otras pagaban valores por debajo

del precio medio referencial (tales como Azogues, Bolívar, Sur).

EL COSTO DEL kWhDE GENERACIÓN 34ERNESTO BEDON


TABLA 2, ANÁLISIS DE DIFERENCIAS TARIFARIAS

AÑO 1989

Costo Unitario del Servicio (ctvo $/kWh)=C

Precio medio de venta (ctvs $/ kWh)=P

Diferencia = C-P (ctvs $/ kWh)

Tasa de cambio Media Anual ( sucre/$ )

INECEL

1.53

1.63

0.1

542.09

EMPRESAS ELÉCTRICAS

3.35

2.93

-0.42

El signo negativo en la diferencia indica que existe un déficit, en otras palabras que las

empresas eléctricas a través del precio de venta no recuperan lo necesario para cubrir el

costo unitario del servicio, por lo que INECEL realiza un "subsidio cruzado", es decir

cobra una mayor cantidad de dinero a unas empresas, y a otras una menor. Este

"subsidio cruzado" entre empresas se realiza debido a condiciones de empresas cuyos

clientes son de escasos recursos económicos.

La extensión del servicio de energía eléctrica, está financiado actualmente con un

alto porcentaje por los aportes del estado, a través de la Ley de Electrificación y

otras contribuciones. Se considera que la tarifa eléctrica debería ser la principal

fuente de fínanciamiento.

En el modelo de mercado existente en Ecuador no existe competencia puesto que todos

los productores pertenecen a la misma empresa, esta controla también el transporte, la

distribución y venta de energía, tiene como ventaja la planificación integral del sistema

y el control natural de todos los recursos.


35


±^ En conclusión el sistema de tarifacion actual corresponde a un sistema monopolice, con

un mercado cautivo, controlado por el gobierno, con sistemas de cobranza pobres, esto

es tanto en la medición, facturación y cuentas por cobrar.

A la tarifacion actual le hace falta varias herramientas analíticas, instrumentos tarifarios

adecuados, reducción de distorsiones económicas, todo esto sin descuidar todos los

otros objetivos aparte de los económicos y de obtener suficientes beneficios para

financiar el desarrollo del sector, tales como, reducción de la dependencia de recursos

energéticos extranjeros (diesel y otros combustibles), sustentar las necesidades básicas

de los pobres.



1.3 ANÁLISIS DE MODELOS EXISTENTES PARA EL CALCULO

DEL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN.

En la teoría y en la práctica, fijar una tarifa o un costo a la energía y potencia eléctrica

es un campo complejo, puesto que se debe tener en cuenta varias consideraciones acerca

de] sector eléctrico tales como:

Que la electricidad es una mercadería no almacenable, se la tiene que generar en

diferentes tiempos para servir diferentes niveles de carga a diferentes niveles de

prioridad. Lo-anterior implica que la electricidad puede ser considerada como una

mercadería o un producto industria] multivariable o compuesto, cuyo costo cambia

en el tiempo y su prioridad de uso.

La generación eléctrica es considerada como una industria en la cual la mercadería

puede compartir costos, siendo un ejemplo de economía de escala, donde una

producción integrada puede ser más barata que una producción separada.

Los precios medios de venta del servicio eléctrico deben generar los ingresos

necesarios que permitan cubrir los costos que demanda el suministro del servicio y

una adecuada contribución a la inversión que permita garantizar la normal operación

y expansión de los sistemas eléctricos.



Las inversiones necesarias para lograr una ampliación en la generación o para

instalar una nueva central suelen ser altas.

Todas estas consideraciones tienen su repercusión en el análisis económico del sector,

de tal manera que la ubicación de costos a través de tomar diferentes niveles de

demanda se convierte en una difícil tarea. Al ser aplicable al sector la economía de

escala, los costos de producción tenderán a bajar mientras la producción aumente por lo

cual se hace necesario un mecanismo de regulación de la competencia, el cual tendrá

que promover una competencia razonable, así como, procurar el desarrollo ordenado del

sector.

Lo anterior recuerda que en el sector eléctrico no existe una mano invisible que obligue

a todos y cada uno de los participantes a obtener eficiencia, puesto que a la final como

en otros sectores de la economía los costos serán finalmente trasladados al consumidor;

en el mercado eléctrico la suposición de una perfecta competencia en Ja cual una

compañía de generación minimice sus costos y maximice su producción esta fuera de

lugar, son diferentes por ejemplo las ventajas en la competencia de una central

hidráulica comparada con los costos y características de operación de una central

térmica.

Los métodos de cálculo de costos en el sector eléctrico no pueden ser catalogados en

dos grandes grupos separados totalmente entre sí; puesto que los métodos

probabilísticos pueden ser utilizados en el cálculo de ocurrencia de tal o cual escenario

de hidrología, de cambio en la demanda, disponibilidad de unidades, etc., y; los



métodos estadísticos, como su nombre lo indica utilizan datos históricos para ayudar a

obtener proyecciones o previsiones de demanda, oferta, relaciones e índices de

crecimiento y costo en un determinado espacio de tiempo; estos métodos combinados

pueden ayudar a personas encargadas de la planificación económica y técnica de

producción de energía y potencia eléctrica.

También existen métodos que se los podría clasificar según diferentes criterios, como

por ejemplo:

Considerar a la energía como una mercadería compleja, es decir cuyo costo tiene

varios niveles que cambian debido a la cantidad de infraestructura necesaria para

generarla, debido a la necesidad de un suministro permanente, debido a la demanda

y predisposición apagar del mercado.

Considerar a la energía eléctrica como un producto simple o también como un

producto cuyo costo es constante en el tiempo, por lo cual es necesario fijar un costo

promedio que compense costos bajos y subsidie costos altos.

La energía como un recurso nacional, necesario para el desarrollo, y por tanto

sometido a una estricta regulación estatal.

La energía como una mercadería necesaria para la producción, sujeta a las leyes del

mercado, con un sistema de producción competitivo de este bien.

Considerarle a la energía y potencia eléctrica como una mercadería o un servicio

unos, un derecho y la inclusión de criterios de beneficio social otros.



Considerar el tiempo en el que se usa la energía, esto es, si se consume energía en

las horas pico o fuera de ellas, así como también durante que tiempo se está

utilizando la energía (factor de carga).

Todos estos métodos diferentes, pero que toman en cuenta criterios básicos como el

costo de instalación de infraestructura, costos de operación, costos por conflabilidad,

financieros, de rentabilidad, etc., es decir los mínimos requeridos para la producción de

esta mercadería, tienen también su análisis y criterios matemáticos, económicos y

sociales.

Como una ampliación en los métodos de cálculo de costos y precios se incluye a

continuación un análisis de los más trascendentes, esperando que se logre un

conocimiento general de estos, y una diferenciación con el método de costos marginales

propuesto por la presente tesis.

Economías de Escala:

Este método calcula el costo del kWh y del kW de generación tomando en cuenta que la

producción de grandes bloques de energía reduce los costos, un ejemplo de esto se

tendría en una central de generación con varias unidades, los gastos administrativos y de

mantenimiento de la planta sería compartido entre las varias unidades; otro ejemplo se

tendría en la comercialización, puesto que el costo aumentaría al mantener pequeñas

transacciones en lugar de una sola de un gran bloque de energía. La demostración de la



aplicabilidad de este método al sector eléctrico se basa en el principio de compartir

costos de producción en el proceso de obtención de una mercadería, este principio es

llamado subadítividad de costos fijos; aplicando una economía de escala, esto es

logrando que en la obtención de una unidad de mercadería esta comparta costos con otra

unidad de mercadería se logra reducir los costos por unidad, así, se obtiene el menor

costo mientras mayor número de mercaderías se produce. Este principio es válido

siempre y cuando la producción de mercaderías no exceda la exigencia del mercado. Si

se cumple este principio de subaditividad de costos fijos los costos de producción serán

decrecientes.

Este método logra como se ve disminuir costos de producción, pero su inconveniente es

que para obtener una gran producción de mercadería se tiene que hacer una gran

inversión, además por las características del mercado eléctrico proveer el servicio fuera

de los periodos de demandas pico produce la subutilización de esta gran capacidad

instalada, por lo que la subaditividad de costos queda sin validez debido al factor de

planta en estas condiciones.

Por lo tanto, la existencia de una gran capacidad instalada para lograr la reducción de

costos fijos implica la existencia de un monopolio en la generación, por lo que se hace

necesaria la presencia de una entidad reguladora en el mercado.



Metodología de Ramsey:

Esta metodología discrimina a través de varías demandas, así como también entre

clases de consumidores.

Para una infraestructura de tecnología mixta se puede escribir:

/WlPl l + asl

i = 2¿... (fuera del pico-)

Donde:

I I

Es la elasticidad precio demanda.

a = es el multiplicador de Lagrange, mide el costo extra en el cual se puede incurrir en

el margen operacional si una planta del tipo i estuviese en el lugar de una planta del tipo



^¿ En este caso se entiende como planta i+1 a la siguiente en entrar al sistema tomándose

en cuenta un despacho económico.

Pi = precio de la energía consumida en un nivel de demanda i

ct/(l+a) Es llamado número de Ramsey.

Xi = nivel de demanda i

Ci = es una constante de costos de operación de la unidad i,

Cl = es una constante de operación de la unidad que ingreso al sistema para suplir un

nivel de demanda 1

p = representa los costos de capacidad.

pl = represente los costos de capacidad de la unidad incremental para un nivel de

demanda 1

Wi = es la energía consumida en un nivel de demanda i.

i Wl = es la energía consumida en un nivel de demanda 1W

Se pueden hacer tres observaciones a este método:

La ubicación de los costos está determinada por la solución de la fórmula de

Ramsey.

Para deducir la fórmula de Ramsey sería necesario conocer las funciones de

demanda, sin esta información no se llegaría a determinar elasticidades.

- La regla de Elasticidad inversa se la deriva aquí asumiendo que las funciones de

demanda específica son independientes. Esto no es necesariamente cierto., puesto

que las conductas de los consumidores dependen también del beneficio que ellos



obtengan, así como de que se encuentren ausentes efectos de distorsión en el

mercado.

En el sector eléctrico la demanda pico puede cambiar mucho dependiendo del precio

de la energía fiíera del pico, es este caso la regla de la Elasticidad Inversa tiene que

ser modificada para tomar en cuenta el efecto del cambio de precios, en un caso

particular, si dos demandas como son la pico y la base son complementarias, debe

suceder que una necesite ser tarifada en un nivel menor que su costo marginal.

La relevancia del método de Ramsey frecuentemente ha sido cuestionada debido a que

no toma en cuenta un criterio de beneficio social o porque la entidad reguladora no tiene

conocimiento del costo de utilidad ni de las curvas de elasticidad demanda - precio

(demanda/tarifa).

Costos Marginales:

Esta metodología implica una nueva formulación de los conceptos tradicionales de

despacho económico, costos de racionamiento, evaluación probabilística, y la toma en

cuenta de diferencias regionales.

El costo marginal es una orientación básica con relación a inversión y producción,

definido en forma simple es el costo adicional que representa el producir una unidad

adicional de un determinado artículo. El aumento en el costo total que resulta de una


CAPITULO í: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE

expansión en el volumen de producción de una empresa. Expresado este concepto en

forma matemática:

- ACr

Donde;

C.M:= es el costo marginal

ACT= es el cambio correspondiente en el costo total

Aq= es el cambio en la producción.

El costo marginal puede derivarse en dos, costo marginal de corto plazo y costo

marginal de largo plazo.

Costo marginal a corto plazo: Es la variación de los costos totales de

generación, Transmisión y Distribución correspondientes a suplir una carga adicional,

debido a los cambios de tendencia y a las variaciones periódicas de la demanda con

ciclos anuales, semanales y diarios, por variaciones en la oferta, por puestas en servicio

o retiro de equipos, políticas de mantenimiento y políticas de utilización de agua en

almacenamientos. Esta variación de los costos estaría dada durante un periodo de

planeación suficientemente corto para que la empresa no tenga tiempo de alterar las

cantidades de recursos que constituyen su capacidad de planta.10

EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN ' 45"ERNESTO BEDON


En la práctica se ha tomado al costo marginal de corto plazo igual al costo incremental

de la última unidad generadora solicitada para satisfacer la demanda, a esta unidad se la

denomina marginal.

"Generalmente, el costo marginal será el máximo de los costos increméntales de las

unidades generadoras utilizadas, excepto en el caso de utilizar máquinas caras con un

mínimo de generación por restricciones operativas." (Dr. Florencio Aboytes García).

Es importante conocer para el análisis que el costo marginal de corto plazo tiene como

componentes importantes:

Costo por combustibles

Costos variables de operación

Pérdidas de transmisión '

Restricciones en generación y transmisión

Representando la influencia de los componentes en el costo marginal en una fórmula se

tiene1:

Wt , ^ . . s , . d f udDk 3Dk


MU


Donde:

Flujo en líneas: üj<fij11U!X

Límites de generación: Pgi min < Pgi< Pgimax

Balance de potencia: ZPgi - Ü>k ~ Pl = O

X = Es el costo marginal asociado a costos variables de operación y mantenimiento.

a = Costo marginal de pérdidas de transmisión.

(3 = Costo marginal asociado a restricciones de transmisión.

f¡j = flujo de potencia a través de la línea i, j

jj-ij = constante de costo asociado a restricciones de transmisión de la línea i, j

Dk = Demanda en el nodo k

Pl = pérdidas de transmisión

Tomando en cuenta condiciones de despacho económico se tiene:

Cs = condición necesaria para minimizar

dPgi

min QP¡ Qfij^^-

dPgi r, A*, dPgi ^^IJ dPg

, WJ , dCl , _ ,mor min

+ñPgi + f** ^* , *-*''* dPgl~A~J B C 5~



, Donde:

A = es el costo marginal asociado a costos variables de operación y mantenimiento

B = Costo marginal de restricciones de generación

C = Costo marginal de restricciones de transmisión

D = Costo marginal de pérdidas de transmisión

De la formulación anterior se puede obtener como una consecuencia que la ampliación

de la transmisión incide sobre el costo final al consumidor, así como en los precios en

que se negociaría la energía en un mercado libre.

Factores importantes en la determinación del costo marginal a corto plazo son:

Nivel de demanda

Equipos utilizados

Capacidad disponible

Energía Hidráulica disponible

Contingencias

Los costos marginales a corto plazo también tomarán en cuenta el costo de

racionamiento, este costo tiene como objetivo evaluar económicamente la calidad del

servicio y los criterios de confíabilidad. Tomando en cuenta esto, se tiene:


jK¿


CM = (l-p)CO + pCR

Donde:

pr = probabilidad de racionamiento

CO — costo marginal de operación esperado

CR — costo marginal de racionamiento

CM = costo marginal total esperado

Costo marginal de Largo Plazo: Es la variación de los costos totales de

generación, Transmisión y Distribución, correspondiente a suplir una carga adicional,

en un periodo de planeamiento que supone se puede anticipar la inversión necesaria

para ampliar las capacidades de generación, Transmisión y Distribución, es decir la

empresa considera construir o ampliar su capacidad de planta. Esta variación de carga

sería el resultado del crecimiento en la demanda, tanto en energía como en capacidad.

Se dice también que el costo marginal a largo plazo es el valor presente del costo futuro

de la operación y de las inversiones requeridas para suministrar un incremento marginal

en la demanda. En general se lo calcula al nivel de nodo utilizando escenarios futuros de

demanda y generación en el sistema.

Surge además como producto de la proyección a años futuros la necesidad de tener en

cuenta una evaluación probabilística donde se tome en cuenta las variaciones de la

demanda y políticas energéticas que se aplicarán en el país.

EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 49"ERNESTO BEDON


Son componentes importantes en ]a determinación del costo marginal a largo plazo:

El costo de capacidad

El costo de energía

El costo de servicios adicionales, relacionados estos con la medición, facturación y

procedimientos administrativos.

Además de los anteriores se utiliza también los costos fijos asociados a la puesta en

operación de nuevos proyectos, (obra civil, equipos electomecánicos, equipos

auxiliares, gastos de personal, gastos varios).

Así como en los costos marginales a corto plazo aquí también surgen los costos

regionales, entendiéndose a los que se calculan para una determinada región en un

determinado periodo de tiempo. En estos costos regionales intervienen las restricciones

de transmisión de una manera importante, si no existe restricción en. la transmisión y las

pérdidas no cambian con el intercambio, los costos marginales en las dos áreas serían

iguales.

La teoría de costos marginales sugiere la discriminación entre el costo del uso de una

demanda dada y el costo de elevar dicha demanda, dicho costo extra debería ser

cubierto por los que lo generan, esto es por los que consumen energía en el pico de una

curva de carga, sea esta anual, mensual o diaria, esto implica tomar a la energía y

potencia eléctrica como un producto compuesto, en el que se van añadiendo costos al



,-^fr. aumentar su consumo. Este concepto implica varías dificultades para su aplicación

puesto que implica la consecución de medios de medición y tarifación muy versátiles,

que permitan a los organismos de regulación establecer tarifas diferenciadas, esto

implica también la presencia de un complejo esquema tarifario que entorpecería las

transacciones en un mercado de competencia.

Costos increméntales:

En aplicaciones prácticas el costo incremental sería la variación de costo en moneda con

relación a la variación de la producción en una central de generación.

CI - AQ/Aq;

Pero un costo marginal estaría dado por el mayor costo incremental en aquel instante de&"

tiempo.

Así mismo en aplicaciones prácticas, el mayor monto de inversiones es siempre

considerado un gran obstáculo en el cálculo del costo marginal. Técnicamente hablando,

con indivisibilidades en inversiones, la definición de derivada no puede ser usada para

calcular el costo marginal de capacidad,10

Es por eso que muchos expertos toman los costos increméntales como una ayuda en la

determinación de los costos marginales1.

EL COSTO DEL kWh DE GENERAC ON 51ERNESTO BEDON

CAPITULO í: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE

Precios Autosostenibles:

Los costos autosostenibles, tienen como premisa la concepción de la energía eléctrica

como un servicio para el desarrollo económico — social y no como el de una mercadería

en un proceso productivo sujeto al mercado, es así que estos costos toman en cuenta los

gastos incurridos en la producción energética, y los gastos que se deberán hacer para

satisfacer la necesidad de energía, en otras palabras toma en cuenta los gastos actuales

más los necesarios para el desarrollo del sector eléctrico. Esto hace necesaria la

existencia de organismos de control, tanto para el caso de un monopolio como en el

caso de mercados competitivos en los cuales idealmente se tendería a obtener estos

costos reflejados al consumidor10.

La presencia de costos autosostenibles en un monopolio requiere que este recupere todo

lo gastado en el ejercicio, esto implica que el cambio de gastos a lo largo de un cierto

periodo necesariamente requiere la presencia de un costo promedio, el demandante de

energía deberá pagar entonces una tarifa determinada según su consumo, es así que esto

implica el compartir costos entre diferentes tipos de usuarios.

Las condiciones que son necesarias y suficientes para la presencia de costos

autosostenibles son difíciles de establecer, particularmente si estas cubren una gran

variedad de funciones de costo debido a la presencia de tecnologías múltiples, y a un

mercado amplio o que busque beneficios económicos.

EL COSTO DEL kWh DE GEN 3.RACION 52ERNESTO BEDON


Costo de servicio Prioritario:

Se incluye este costo bajo el criterio de que la energía eléctrica es una mercadería, por

lo cual su suministro continuo implica un costo adicional, tomado como un servicio el

suministro de energía eléctrica este puede tener diferentes atributos que además de la

cantidad, la confíabilidad es uno de ellos, y puede marcar diferencias en el costo al

consumidor. En general aunque se tenga una gran capacidad de reserva siempre existirá

una probabilidad diferente de cero de interrupción en el servicio eléctrico, por lo que los

consumidores se diferenciarán por su interés en pagar la confíabilidad, el racionamiento

de energía tomando en cuenta la confíabilidad requerida por el cliente será más

conveniente que el racionamiento aleatorio.

Bajo condiciones ideales, un eficiente racionamiento podría ser acompañado por un

sistema de mercado en tiempo real.

La energía utilizada como un insumo en la producción y por lo tanto generadora de un

beneficio, debe ser valorada en su importancia por el cliente, destinándose así diferentes

niveles de acuerdo a su prioridad, dándose como consecuencia un costo a su

confíabilidad.

Tomar en cuenta este costo tendría varios beneficios tales como:

EL C OSTO DEL kWh DE GENERACIÓN - 53ERN1 STOBEDON


^-¿^ - Comparando con el racionamiento aleatorio, el consumidor estaría mejor puesto que

si este tiene un gran perjuicio por la pérdida de energía este destinará mayores

recursos a obtener confiabilidad, es decir pagará un costo extra por un nivel de

prioridad en el servicio y en el caso de un racionamiento tendría prioridad de

servicio frente a otros consumidores.

El pago de un costo por conííabüidad en un periodo de tiempo generaría recursos

para la instalación de una capacidad de reserva, mejorando las condiciones de

confíabilidad del sistema en general.

Los costos por confíabilidad estarían de alguna forma reemplazando a los costos que

se darían en un mercado en tiempo real.

Si la confíabilidad se representase por un costo, el servicio enciente y confiable

requerido por un cliente de clase 0 dispuesto a pagar dicho costo estaría representadoáir

por:

P(s) = {'Ods = \\\ s)ds = 0.5(1 - s}2 = 0.56»2JS JS

Donde:

0 = es el índice que indica la disponibilidad del cliente a pagar por corrfíabüidad.

s = probabilidad de energía que estaría disponible por unidad de demanda (kWh) en un

instante específico o también puede interpretarse como la prioridad en el que se daría

servicio en caso de corte de energía.


CAPITULO I: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE-

Cuando s sea mayor, existirá mayor prioridad para ser servido.

Entonces, una eficiencia en el racionamiento en orden a la prioridad necesita que se

cumpla:

0 = l - s

P(s) = denota el precio que el cliente esta dispuesto a pagar por la prioridad s de

servicio.

Por lo que el costo de la confíabilidad se incrementa con la prioridad del servicio.

Tomando en cuenta que el servir una determinada demanda con la última unidad en el

pico es igual a:

[P/LOLP(K)]+cl = costo

donde:

(3 = es el costo de instalación de una unidad para servir en el pico de la curva de carga,

asumiendo un factor de planta de l(tomado como una constante).

el = es el costo de operación de dicha planta (tomado como una constante).

LOLP = (Lost of Load Probabüíty) es la probabilidad de pérdida de carga.



Tomar en cuenta los costos por confiabilidad presentan ciertas dificultades, las que se

resumen a continuación:

- Los- consumidores que no paguen por confiabilidad, estarían pagando por centrales

utilizadas en las horas pico, las cuales en el caso de una falla fuera del pico entrarían

a funcionar supliendo carga, esto implica que estos indirectamente están

compartiendo los costos de confiabilidad de los que si pagan por este privilegio.

- La falta de interés o el desconocimiento de las pérdidas causadas por la interrupción

del suministro de energía puede provocar que el consumidor no este dispuesto a

pagar por la continuidad en el servicio, además que esta ha sido tradicionalmente

una obligación del sector.

No se tiene conocimiento de la predisposición del mercado a pagar por

confíabilidad, ni de cual sería el método óptimo de cálculo de este costo.

Precio techo:

La idea básica de tomar en. cuenta precios techo es diferenciar precios y costos. La

característica común es que la utilidad puede variar dependiendo de la reducción, que

podrían tener los costos de producción.

En esta metodología fijaría y monitorearía estos precios, sin embargo el regulador no

tiene conocimiento del costo y curvas de demanda así como del beneficio individual

obtenido por las empresas.1



Es también notable que este mecanismo tenderá a fijar precios socialmente aceptables,

implicando un nivel de utilidad fijado como aceptable.

Costos evitados:

En varios países como U.S.A.( no en la totalidad de sus estados) y El Reino Unido

donde se ha optado por una estructura de mercado competitivo en la generación, las

transacciones realizadas permiten que un generador compre energía a otro que la oferte

en un menor precio. Esto implica que el generador ahorra dinero con la transacción, así

evita incurrir en costos, puesto que de otra manera hubiese tenido que generar con su

planta a un mayor costo para cumplir con sus contratos de servicio. También implicaría

que la entidad regaladora despache a la compañía que oferte el menor precio,

entregando la diferencia a la que hubiese tenido que suplir esa carga por contrato, o que

se despache a una compañía que oferte al mismo precio pero que evite costos por

pérdidas en las líneas de transmisión debido a su ubicación .

En general en una estructura de mercados competitivos se puede dar varias

combinaciones1:

- competencia sólo en generación,

competencia en comercialización,

competencia en generación y comercialización;

Puesto que el sector de la transmisión y distribución por su naturaleza son monopolices.



Costos en tiempo real:

La validez de hablar de costos en tiempo real estaría justificada debido a que las

compañías de generación tendrían un límite en la utilidad obtenida, por lo que como en

el caso anterior en una estructura de mercado competitivo en la generación, se podría

ofertar la energía y potencia a diferentes precios dependiendo de la demanda del

mercado, este es llamado mercado en tiempo real o "Spot" (ocasional).

La presencia de una entidad reguladora se hace necesaria debido a la posible existencia

de distorsiones en el mercado real, como lo son por ejemplo las restricciones de

transmisión, probabilidad de pérdida de carga debido a fallas, asociaciones entre varios

productores, asociaciones entre productores y comercializadoras, asociaciones entre

productores y distribuidores, y en general asociaciones especulativas y de competencia

desleal que pudieran darse en el mercado.

FIGURA 3, ESTRUCTURA DE UN MERCADO ELÉCTRICO DE LIBRE

COMPETENCIA

Compañía de distribución


58


Costos estacionales:

Esta teoría de costos se basa en que los costos de producción de una determinada

mercadería no son constantes en el tiempo, más aún estos se modifican de acuerdo a

factores cambiantes, sociales y económicos. Sobre la base de esto surge la necesidad de

cambio en el precio de venta, pero dicho cambio en el sector eléctrico estaría ligado a la

demanda de electricidad, marcada esta por una necesidad periódica, como son los

cambios de estaciones y pueden haber otros. También estaría ligado el cambio a la

disponibilidad de la generación, debido a cambios hidrológicos y del precio del

7T

combustible .

Como ejemplo, en el Sistema Eléctrico Ecuatoriano se puede llegar a la conclusión del

gran influjo hidrológico en los costos de producción de Energía y Potencia eléctrica,

por lo que la tarifa eléctrica en el periodo seco sería mayor que en el periodo lluvioso.

Para el establecimiento de Costos Estacionales se toman en cuenta los siguientes

criterios:

El precio de generación de energía y potencia eléctrica debe considerar con detalle

un parámetro hidrológico en la operación del sistema.

En el Mercado Eléctrico Mayorista, los precios reflejan la influencia de todos los

factores.

En la actualidad, la estacionalidad del costo del servicio eléctrico en el Ecuador se

puede demostrar haciendo un análisis del cambio de este en el transcurso del tiempo.


CAPITULO 2: CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL NUEVO MODELO DEL SECTOR ELÉCTRICO

CAPÍTULO 2

CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL NUEVOMODELO DEL SECTOR ELÉCTRICO.

2.1. - LA NUEVA LEY DEL SECTOR ELÉCTRICO.

Esta ley aparece como marco legal de la tendencia a la transformación del Estado, y por

lo tanto el cambio en la política hacia el sector eléctrico. Ante la clara evidencia de la

crisis de la industria eléctrica en el Ecuador surge una nueva ley, cuyo espíritu es

permitir la capitalización del sector, la búsqueda de nuevas estructuras corporativas que

optimicen el proceso de producción de energía y potencia eléctrica.

La Ley de Régimen del Sector Eléctrico reemplaza a la Ley Básica de Electrificación,

ambas leyes difieren en el criterio de participación del estado en el sector eléctrico,

mientras que la Ley Básica de Electrificación proponía la participación decidida del

gobierno en la operación y desarrollo del sector, la nueva ley propone la privatización

de dicho sector, pasándose a manos privadas las instalaciones de generación, propone la

competencia en la generación, tiene un campo reglamentario para el funcionamiento del

Mercado Eléctrico Mayorista y de sus transacciones. (Art 5b, 26, 27, 28, y 29 de la LRSE,

suplemento registro oficial N°43, 1996/10/10)



La reforma del Estado se ha propuesto como una necesidad de la sociedad ecuatoriana,

siendo un planteamiento de organismos internacionales tales como el Fondo Monetario

Internacional, Banco Mundial y el Banco Interamericano de Desarrollo con el propósito

de mejorar la balanza de pagos: disminuir el déficit fiscal, privatizar aspectos sociales,

anteriormente obligaciones estatales como salud, educación, servicios de electricidad y

agua potable, planteamientos que provocan la reflexión sobre el presupuesto del estado

y sus objetivos.

(Jürgen schuldt, "Repensando el desarrollo: Hacia una nueva concepción alternativa para los países

andinos", CAAP, Quito/Ecuador 1995.)

(Forrest D. Colburn, "Cotejamiento de Reformas Económicas con Reformas Política, lecciones del

Ecuador", INCAE y Universidad de Princeton, Quito/Ecuador 1996)

(Banco Mundial, Ecuador Informe Sobre la Pobreza, Volumen I; Componentes de una Estratégica para la

reducción de la Pobreza, 29 de Noviembre de 1995, Departamento ni División de operaciones I, América

Latina y el Caribe.)

La estructura estatal existente no ha permitido un presupuesto consistente, el producto

de la venta del petróleo y los pocos ingresos fiscales se hacen insuficientes para atender

los requerimientos del pago de la deuda externa y de un aparato estatal ampliado a

muchos campos de la economía. Por esto, como planteamiento de la modernización del

estado se propone dejar de subsidiar a grandes sectores sociales " focalizando" la ayuda

a quienes más lo necesiten (según la clasificación del B.M, sería a los pobres,

vulnerables e indigentes).



,^^ Al terminarse con el subsidio al sector eléctrico, aparece la necesidad de que sectores^r

privados se hagan cargo de las inversiones y manejo del sector, así como de la aparición

de una estructura legal que regule y garantice la inversión privada.

En la búsqueda de una alternativa de solución de los problemas del sector eléctrico han

surgido criterios para respaldar la privatización, entre estos criterios se tiene:

La competencia induce eficiencia en la inversión, mediante la decisión de construir

y concretar los planes de forma efectiva, de acuerdo al tiempo y al presupuesto

disponible.

El costo mínimo de operación se obtiene a través de contratos a largo plazo y un

mecanismo competitivo para la construcción y operación de plantas.

V Se introduce la competencia en la generación, que es el área donde la competencia

puede ayudar a reducir costos.

El de conseguir la eficiencia entre inversión y producción, la que no fue tomada en

cuenta debido a que al ser organismos estatales los que manejaban el sector estos

tenían un eminente carácter político.

De que los consumidores reciban " señales" adecuadas para el uso de la electricidad;

esto se explica tomando en cuenta que al no existir subsidio para algunos sectores

poblacionales, estos reducirán su consumo para reducir Ion pagos por electricidad, es

de notar que para el Ecuador, según estudios de elasticidad ingreso — demanda al

nivel urbano nacional se tiene:



TABLA 3: RELACIÓN ENTRE LOS NIVELES DE POBREZA Y LA

ELEASTICIDAD INGRESO - DEMANDA A ESCALA NACIONAL, ECUADOR

1994.

Niveles de pobreza

Pobres

Vulnerables

No pobres

Elasticidad

0.31

0.36

0.28

(Tabla tomada de: Brborich Peñaherrera W.L., "Incidencia del Subsidio Propuesto por la Nueva Ley de

Electrificación en los Sectores sociales, E.P.N., Tesis degrado, Quito/Ecuador, Abril 1996)

Lo que claramente indica que los que recibirían esas "señales" de parte del mercado

serían los sectores pobres y vulnerables, aumentando la crisis social y conflicto

dentro de estos sectores. Ante esto aparecen criterios de subsidio focalizado, es

decir subsidiar solamente a estos sectores, tal vez mediante el recargo en las tarifas

a los sectores de " no pobres" (los cuales contiene a una clase media que podría

pasar a ser " vulnerable") dándose nuevamente una deformación a la teoría de

precios reales.

La posibilidad de acomodar políticas sociales relacionadas con la generación

desaparece en este modelo.

Las políticas sociales en la distribución pueden continuar, si el regulador considera

su conveniencia. Como por ejemplo venta de energía a precios subsidiados.


63


^ El método de subsidios focalizados sena incorporado basándose en criterios sociales y

utilizando como herramienta para esto a las empresas eléctricas, o a las empresas

comercializadoras que se implanten en el esquema de mercados desregulados y

- competitivos.

No se puede desligar en el estudio y establecimiento de tarifas el impacto social que

producirá la elevación del servicio eléctrico. El estudio de la elasticidad oferta -

demanda eléctrica ayudará a la determinación del plan de expansión del sistema,

teniendo escenarios basados en el precio de venta del kWb y demanda de energía.

En el nuevo, esquema de producción de energía eléctrica, se prevé a través de la Ley de

^ Régimen del Sector Eléctrico el promover la competitividad y las inversiones de riesgo,

la transferencia de activos desde INECEL a compañías privadas de generación.

El marco jurídico dispone la fijación de tarifas a través del método de costos

marginales, lo que hará inminente la eliminación de impuestos ajenos al sector en el

costo de la energía. Al estar basadas las tarifas en costos marginales implica que se debe

cobrar el producto de las ventas de energía en tiempo real con una recuperación de

pocos días, así como la recuperación de la cartera vencida.

El nuevo esquema jurídico establece el funcionamiento corporativo, por lo que

conforme con parámetros internacionales se tendría:



Reducción del personal administrativo al nivel de 5 al 10%;

El criterio de mantener 0.5 trabajadores por MW generado en centrales térmicas;

0.1 Trabajadores por MW generado en centrales hidráulicas;

1 trabajador por cada 20 Km de líneas de transmisión;

1 Trabajador por cada 400 usuarios en distribución.

(Datos obtenidos de: Rivadeneira V. Milton, "Modernización del sector Eléctrico Ecuatoriano, una

amenaza o una oportunidad....?", E.P.N. - CIEEPI, Quito/Ecuador febrero!99S).

Se establece también en el marco legal la operación en un mercado de generación

competitivo, al mínimo costo y sobre la base de costos marginales. Esto obliga a la

instalación de un sistema de medición de precisión, para el registro de transacciones de

compraventa de energía, además de una coordinación más dinámica, y con mayores

requerimientos de información.

Como se ha mencionado, la ley promueve la participación privada en la generación

eléctrica, dando lugar a la necesidad de implantación de nuevos sistemas tecnológicos

en la parte técnica y comercial. Técnica, tanto en la parte del control remoto de las

unidades de generación y control automático de generación como en la de medición.

La ley establece el siguiente esquema de funcionamiento del sector eléctrico:

EL COSTO DEL kV/h DE GENERACIÓN 65ERNESTO BEDÓN


FIGURA 4,

A) ESQUEMA DE FUNCIONAMIENTO DEL SECTOR ELÉCTRICO.

B) CON UNA ESTRUCTURA DE MERCADO:

CONSUMIDORESEMPUJES A DEDISTRIBUCIÓN TARIFA REGULADA

EMÍRESA DETRANSMISIÓN

GRANDESCONSUMIDORES

GENERADORES

Esta estructura de mercado establece las siguientes características:

Un sistema de transmisión monopolice, de acceso libre cuyo costo de servicio será

establecido por el mecanismo de peaje regulado y cargas reguladas;


66


- Se establece que el CONELEC tiene las funciones de regular, normar, concesionar

y controlar el funcionamiento del mercado eléctrico;

Los consumidores se encuentran bajo una tarifa regulada;

- Existe una libre competencia entre generadores, dentro de mecanismos de

transparencia y exigencia de eficiencia en la producción;

Los denominados grandes consumidores pueden comprar energía a generadores

pero no pueden comercializarla.



2.2 ANÁLISIS DE LOS TÉRMINOS DE LA NUEVA LEY EN LORELACIONADO CON EL COSTO DEL kWh Y kW DEGENERACIÓN.

En la Ley de Régimen del Sector Eléctrico (LRSE suplemento registro oficial N°43,

1996/10/10), aparecen criterios relacionados con el cálculo de costo del kWh y kW de

generación en los cuales se propone:

Proporcionar al país un servicio de alta calidad y confíabilidad que garantice su

desarrollo económico y social.

Promover la realización de inversiones privadas de riesgo en generación.

El impedimento de acuerdos o integrar asociaciones que directamente o

indirectamente restrinjan la competencia, fije precios o políticas comunes.

El gobierno nacional bajo ningún concepto, garantizará a ningún generador la

producción, precio o mercado de energía eléctrica.

- El CENACE comunicará a todos los que intervengan en el mercado el precio de

venta para cada periodo horario, sobre la base del costo económico marginal

instantáneo de corto plazo y el cargo de potencia que corresponderá a los costos

fijos de la central de generación marginal, que resulte de la operación en tiempo real

del S.N.I.,

Las ventas que realicen los generadores serán las que resulten de la generación de

las unidades que despache el CENACE conforme lo establece la ley.

Los generadores que pongan a dispcsición del Mercado Mayorista equipamientos de

generación no comprometidos a plazo que no resulten despachados, percibirán por

parte de los distribuidores y grandes consumidores una compensación mensual por

EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 68~ERNESTO BEDÓN


el tiempo de puesta a disposición de su potencia en los tramos horarios que fije la

reglamentación. (Art. 5a, 5n, 31, 40, 46, 47, 48, LRSE suplemento registro oficial N° 43,

1996/10/10)

El marco jurídico de la Ley del Régimen del Sector eléctrico establece la determinación

de costos marginales, los cuales regirían para las transacciones en el Mercado Eléctrico

Mayorista, aún no se aprueban los reglamentos específicos que enmarquen la

metodología a seguirse.

El cálculo de costos marginales, debe considerar que el campo legal define una

planificación no mandatoria, es decir el estado no obliga a la ejecución de proyectos de

generación, por lo que el cálculo de los costos marginales a largo plazo tiene una gran

incertidumbre, y no se podría dar en un Mercado Eléctrico Mayorista donde la

influencia del precio de venta del kWh y las políticas económicas del gobierno

cambiarán ostensiblemente el nivel de la demanda actual y futura de energía eléctrica.

Dentro del nuevo esquema del Mercado Eléctrico Mayorista en el Ecuador no se ha

establecido aún reglamentos que permitan que el CENACE despache las unidades de

generación con pleno control, puesto que con el régimen de propiedad privada de las

empresas de generación esta ligado el control sobre sus instalaciones y toma de

decisiones operativas propias, ateniéndose si a planeamientos de carácter indicativo. Es

así como, el despacho económico se vería afectado en sus principios de optimídad.



2.3 DESCRIPCIÓN DE LA NUEVA METODOLOGÍA DE CÁLCULODEL kWh Y DEL kW DE GENERACIÓN.

El modelo de costos marginales adoptado por la Ley de Régimen del Sector Eléctrico

será aplicado por primera vez en el Ecuador, se tiene la experiencia en Sudamérica de

Chile, Argentina, Colombia, Bolivia, los cuales comenzaron con el proceso de

privatización años atrás, procesos estos que no deben ser copiados como una receta de

aplicación general, ya que no solo desde un punto de vista socio económico, sino

también técnico eléctrico los casos son diferentes.

En el caso del Ecuador se tiene un sistema eléctrico en crisis, con un déficit en energía y

en potencia, restricciones estas que no se deben solamente a generación, sino a

transmisión y otros factores, los planes de expansión no se cumplieron llegándose a

tener restricciones severas como son los apagones; esta situación nos hace pensar que de

calcularse los costos marginales de largo plazo acogiéndose a las necesidades de

demanda estos serían altos y mayores que los de corto plazo.

El nuevo modelo se expone paso a paso a continuación:

a) Para determinar ios costos marginales de corto plazo se debe seguir los pasos

siguientes:

1. Establecer los costos contables, dentro de estos estarían todos los costos fijos, y

funciones de costos variables.



Los costos fijos según el nuevo modelo incluirían un rubro referente a costos de

comercialización y administración, que antes se lo añadía solo en el producto entregado

al cliente minorista (entendiéndose al usuario residencial, comercial o industrial ahora

como un cliente, sujeto a un mercado).

Las funciones de costos variables están determinados por los factores de mayor

incidencia en el costo, como por ejemplo costo de combustibles, costo de insumes.

Dichas funciones están ligadas al funcionamiento o ejercicio de la producción de la

mercadería que en este caso es el kWh.

2. Una vez determinadas las funciones de costo variables y costos fijos con estos y

otros datos necesarios se realiza la simulación del despacho económico

estableciéndose diferentes costos para las bandas horarias, así como para períodos

mensuales o estacionales, medios o pico.

Dentro de los datos para el despacho económico están las curvas de duración de carga

y las curvas de carga en los principales puntos de conexión, las características y

disponibilidad de las centrales y unidades generadoras, además claro esta de la función

entrada salida de dichas unidades.

La metodología a seguirse estará supeditada a criterios sociales y económicos, estos

criterios importantes que serán fijados por el gobierno establecerán la conveniencia

política (económica y social) de estimar los costos marginales de generación de energía

eléctrica medios según un determinado período de tiempo.

EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 71"ERNESTO BEDÓN


3. El CENACE encargado de realizar el cálculo según la ley y los reglamentos

establecerá y ayudará en el proceso de transacciones.

Las diversas restricciones que deberá tomar en cuenta el modelo serían:

Centrales Hidráulicas.

Potencia Máxima.

Curva de potencia en función del caudal generable.

Número de unidades.

Caudal útil máximo y mínimo.

Factores de indisponibüidad de las centrales.

Volumen de almacenamiento mínimo y máximo.

Existencia de centrales en cascada.

Centrales Térmicas:

Potencia mínima y máxima.

Consumo propio.

Número de unidades.

Factores de indisponibüidad de las centrales.

Precio de combustible.

Costo y tiempo de arranque.

Costo y tiempo de parada.

Sistema de transmisión:

Número de barras, topología y características de las líneas de transmisión.

Restricciones de capacidad de transmisión de flujo de potencia activa.



Modelo de demanda:

Para cada etapa la demanda máxima y los consumos por barra del sistema

asociado a un modelo de pronóstico de la demanda.

Modelo de hidrología:

Parámetros del modelo estocástico de caudales, y el pronóstico de los

mismos.

Modelos de convenios y entrega para riego y agua potable, así como

navegación:

Se define considerar el abastecimiento de los requerimientos de riego y agua

potable simulando la aplicación de los convenios vigentes en cada cuenca

para las diferentes condiciones hidrológicas y en todo el periodo de análisis.

También se deben prever los niveles mínimos de agua para condiciones

hidrológicas y en todo el periodo de análisis. También se deben prever los

niveles mínimos de agua para condiciones de navegación, turismo o causas

geológicas.

Mantenimiento de centrales y líneas:

Períodos y horas de mantenimiento programado por cada unidad de

generación y por cada circuito de las líneas de transmisión.

Equipamiento futuro:

Consideración de los diferentes planes de expansión que consistirá en la

construcción y operación de nuevas centrales teniendo en cuenta los costos

de inversión, operación y falla.

Costo de falla:



Se representará como generadores ficticios en cada barra como una función

de costo de operación.

La determinación de costos marginales de energía (kWh) se desarrolla mediante un

llenado de la curva de duración anual de la demanda. Para este propósito es importante

considerar los escenarios de abastecimiento de todas las unidades generadoras del

sistema que se encuentran disponibles para ser operadas y aquellas en que una o más

unidades se encuentran fuera de servicio. El INECEL en su programa de operación

anual, analiza tres escenarios probables de ocurrencia hidrológica: esperada, seca y

extremadamente seca, para las cuencas del Paute, Pisayambo y Pastaza, que combinados

con diferentes alternativas de generación térmica, determinan los planes de operación

del Sistema Nacional Interconectado.

Además el problema se plantea en términos de un año, considerando una curva de

duración anual de la demanda mediante escalones tal como se muestra en la figura.

FIGURA 5, CURVAS DE DEMANDA, DURACIÓN DE CARGA Y

PARABÓLICA

CURVA DE DEMANDA CURVA DURACIÓN CURVA PARABÓLICA DECARGA CARGA

24rr — Emx


74


FIGURA 6

fvIW

D3

D2

DI

CENTRALES DE PUNTA

CENTRALES DE MEDIA BASE

CENTRALES DE BASE

horas

Hl H2 H3

LLENADO DE LA CURVA DE DURACIÓN DE CARGA

(Las curvas representan el comportamiento de la demanda en función del tiempo; y, de cómo se llenaría

la curva de duración de carga con centrales de base, media base y centrales que cubren la punta de la

curva de carga.)

El objetivo consiste en minimizar el costo de operación y falla del sistema. Así, la

operación será óptima, y en consecuencia el costo económico será mínimo; si el llenado

de la curva de duración se realiza basándose en el criterio económico de ordenamiento

de centrales por orden de mérito y dada su disponibilidad, de esta manera se determina

la cantidad de energía que debería ser generada por cada central en cada escalón y el

costo marginal respectivo de cada escalón.

Se calcula un equivalente a un costo marginal promedio ponderado para cada una de las

situaciones de abastecimiento posible, tomándose en cuenta que en las zonas aisladas al

S.N.I., la aplicación de un costo promedio sería establecida con el propósito de entregarEL COSTO DEL kTO DE GENERACIÓN 75ERNESTO BEDÓN


una serie de precios estables a los consumidores y, debido a que un sistema horario

tiene asociado mayores costos de medición y en estas zonas la mayor parte de los

clientes son residenciales.

El costo marginal de potencia (kW) se define como el costo en que se incurre para

producir una unidad adicional de potencia (kW). Este costo se asimila al costo de

desarrollo de las unidades que operan en la punta de carga del sistema, es decir, al

costo económico de ampliar la capacidad instalada en tamaño y características

adecuadas al sistema que corresponda. El costo de suministrar potencia de punta se

incrementa en un factor que representa el margen de reserva teórico del sistema, el cual

se calcula considerando el sobreequipamiento mínimo en la capacidad de generación

que debe tener un sistema para abastecer la potencia de punta con un nivel de seguridad

adecuada.

Para mantener un nivel de seguridad adecuado se debe tomar en cuenta la necesidad de

tener centrales de reserva en el sistema, los tipos de reserva pueden ser:

Fría.- Es aquella que estando instalada no esta conectada ai sistema.

Operativa.- Es aquella que se puede poner en servicio, es similar a la fría

Caliente.- Existe en centrales de vapor, cuando los calderos se encuentran en

disposición para accionar una turbina.

Rotativa (SPINNING).- Está conectada al sistema repartiendo la carga de tal manera

que cuando aumenta la carga, pueda tomarla sin problemas.



Por Contingencias.- Es un evento que produce que un equipo no pueda dar su servicio

por ejemplo, si falla una línea, Generador o Transformador. Generalmente los elementos

se diseñan en primera contingencia es decir cuando ocurre una sola falla.

Existen varios criterios en cuanto se refiere al porcentaje de reserva operativa que se

debería tener como por ejemplo:

- La reserva operativa tiene que ser del orden del 15% más de la Demanda máxima.

La reserva debe estar entre el 10% y el 15% de la Demanda máxima.

La reserva tiene que ser la Unidad más grande que tenga el sistema, para el S.N.I. se

tendrá de 125 MW correspondientes a la central de Esmeraldas.

El precio de la potencia puesta a disposición se refiere a la anualidad que permite el

repago de costos de inversión, operación y mantenimiento de un grupo que permite

abastecer la máxima demanda.

El sistema eléctrico ecuatoriano tiene características particulares entre las más

importantes para el estudio económico y de costos de producción de energía y potencia

eléctrica esta el de ser un sistema hidrotérmico, compuesto por un sistema

termoeléctrico y un sistema hidroeléctrico donde el agua es almacenada presentando

este un panorama más complicado que un sistema solo termoeléctrico., debido a la



elección entre usar agua o almacenar esta para usarla en otro período, introduciendo

una interdependencia de costos para periodos diferentes. El balance entre capacidad

hídrica y térmica en la búsqueda de una operación económica también depende de un

gran número de factores, incluyendo el costo relativo, la capacidad de los embalses, las

fluctuaciones diarias y estacionales en la carga y en el flujo de agua.

Como un ejemplo del nuevo modelo considérese la existencia de tres centrales de

generación:

1. Generación hidroeléctrica, cuyos costos fijos tienen una parte administrativa y otra

por gastos inherentes al ejercicio económico (gastos financieros, seguros, varios), y sus

costos variables (solo mantenimiento en este caso) son una función:

Costos variablesl = AI + BT Pt + Ci Pi2+ DI Pi3

2. Generación termoeléctrica a vapor: dentro de sus costos fijos tiene una parte debida a

costos administrativos y gastos o costos financieros diferentes al de la primera central,

siendo estos menores en su monto total, pero mayores en su costo por kW instalado; y

sus costos variables:

Costos variables2 = A2 + B2 P2 + C2 P22 + D2 P23

3. Generación termoeléctrica a gas: en sus costos fijos tendrá al igual que las otras una

parte debido a gastos administrativos, y otra a gastos financieros menores en su monto

total, pero mucho mayores al de las anteriores al compararse la relación costo con

capacidad instalada.



Para sus costos variables:

Costos variablesS = A3 + B3 P3 + C3 P32 + D3 P33

Donde :

A, B3 C5 D son constantes propias para cada central (o unidad de generación).

P = potencia generada por la central o unidad.

Con los parámetros de costos de cada central, se procede a realizar el despacho

económico simplificado para el ejemplo, siendo las funciones de costo de las unidades:

Fi(Pi) = costos fijosl + Ai + Bi Pi + Ci Pi2+ DI Pi3

F2(P2) = costos fíjos2 + A2 + B2 P2 + C2 P22 + D2 P23

F3(P3) = costos fijosS + A3 + B3 P3 + C3 P32 + D3 P33

Lo que se puede reducir a:

iCPz) = E2 + B2 P2 + C2 P22 + D2 P23

F3(P3) = E3 + B3 P3 + C3 P32+ D3 P33

Y la función objetivo:

y las restricciones:

SP¡ -Pc-Pl = 0

P imín* -̂̂ t̂ -t imax


CAPITULO 2: CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL NUEVO MODELO DEL SECTOR ELÉCTRICO _

Resolviendo el problema por cualquier método (los métodos de resolución del problema

de despacho hidrotérmico son expuestos en el capítulo: El Costo del kWh en operación)

se puede determinar la generación para una condición de carga dada obteniéndose:

Donde:

Pe = potencia de carga

Pl = potencia de pérdidas

PGÍ = potencia de generación de la central i

Con dicho despacho se obtiene la unidad incremental, que será la que fíje el costo de

generación del kWh en ese periodo horario.

El costo de producción del kWh para la unidad incremental si se supone que resulta ser

la central térmica a gas sería:

Costo del kWh = F3(P3) = costos fijos + A3 + B3 P3 + C3 P32 + D3 P33

Por lo que en el despacho económico a una condición dada de la carga se obtendría:

Costo del kWh = costo fijo + costo variable

Detallando el cálculo del costo fijo a utilizarse en la función de costo para un periodo

de una hora se tendrá:

Costo fijo = costo fijo anual / horas de generación al año

EL COSTO DELkWh DE GENERACIÓN 80ERNESTO BEDÓN


El despacho económico y la determinación del costo fijo deben tener en cuenta las

restricciones antes indicadas, las que se analizarán en el capítulo correspondiente al

cálculo del costo del kWh de generación.

Calculado el costo del kWh de generación, su influencia en la demanda de energía y

potencia eléctrica ayuda en la correcta determinación de] Plan de Expansión del

Sistema, con el cual se encontrarán los montos de inversiones de año en año, y con

estos, los costos marginales de largo plazo necesarios en el cálculo del kW instalado a

largo plazo en el sistema.

El cálculo del costo de la potencia instalada para una central de generación eléctrica

puede hacerse determinando el monto de inversiones, el cronograma para puesta en

operación comercial de la unidad o unidades del proyecto y el periodo de recuperación

del capital, (Art. 5 Ib RGLRSE suplemento registro oficial N° 182 1997/10/28). Para

una central ya instalada el monto de sus activos y la depreciación acumulada sirve para

dicho cálculo, esta metodología es detallada en el capítulo: El Costo del kW de

generación.



FIGURA 7, METODOLOGÍA PARA DETERMINAR COSTOS MARGINALES

1. DE CORTO PLAZO

DETERMINACIÓN PARÁMETROS DEOPERACIÓN DEL SISTEMA

ELÉCTRICO

PROYECCIÓN DE LA"ÍYfiVM'ANTíA

CURVAS DEDURACIÓN ANUAL,MENSUAL, DIARIA

SIMULACIÓN DESPACHOECONÓMICO HTDROTÉRMICO n despachos

RESULTADO DE OPERACIÓN

DETERMINACIÓN DE COSTOS DEOPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Utilizando datos contablesn costos

DETERMINACIÓN DE "PRECIO ÚNICO" O"TARIFA"

"(CMA)'=£CMAjPj COSTO MARGINALESPERADO

PROGRAMAS DEMANTENIMIENTO DECENTRALES DE GENERACIÓN

^^


82


FIGURA 7, METODOLOGÍA PARA DETERMINAR COSTOS MARGINALES

2. DE LARGO PLAZO.

DEFINICIÓN DEL PLAN DE EXPANSIÓN

DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS DEINVERSIÓN ANUALESanualidades

SIMULACIÓN DESPACHO ECONÓMICOHIDRO TÉRMICO

COSTOS ANUALESOPERACIÓN Y MANTENIMIENTO + ANUALIDADES

DETERMINACIÓN DE LA DEMANDAINCREMENTAL DE ENERGÍA EN EL

SISTEMA CUBIERTA POR EL PLAN DEEXPANSIÓN

Qtf= a e costose dtE(l)- c e

COSTOS MARGINALES MEDIOS LARGO PLAZO

= (dC(t/dt)/(dE(t>/dt) = (b C(t)) / (d E(t))

EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERXESTO BEDÓN

83

CAPITULO 3: COSTO DEL kW INSTALADO

CAPITULO 3

COSTO DEL kW INSTALADO.

El incumplimiento del Plan Maestro de Electrificación y por consiguiente de una

programación de inversión en el sector, a corto, mediano y largo plazo hace que el

Ecuador sea un país altamente vulnerable, en las épocas de estiaje al racionamiento de

energía eléctrica. En este medio desfavorable y que exige cambios en el sector eléctrico.,

añadiéndose las diversas circunstancias y cambios ocurridos en el contexto mundial y

en casi todos los países de América Latina actualmente se ha impulsado la Ley de

Régimen del Sector Eléctrico, en donde se enfoca la apertura a capitales privados en

este sector, así mismo se redeñne el rol del Estado, se aplica una política de costos

reales y una gestión eminentemente empresarial, que deberá buscar fundamentalmente

la calidad y eficiencia del servicio, dentro de un marco que garantice la viabilidad de la

expansión del sistema en forma armónica con los demás sectores de la producción.

El sector eléctrico ecuatoriano requiere de por lo menos 250millones de dólares cada

año para financiar los proyectos futuros, los mismos que debido al alto porcentaje de

generación hidroeléctrica actual y futura del sistema, necesita que la generación térmica

seleccionada cumpla con su papel de complemento en la época de estiaje, además de

facilitar la participación de las empresas privadas en proyectos hidroeléctricos de



pequeña capacidad o proyectos de energía renovable que ayuden a diversificar la oferta

del sistema.

El país necesita en forma urgente la instalación de 780MW térmicos en el corto plazo

(1998 - 2002) por lo que es imprescindible efectuar una revisión integral de los

recursos energéticos de los que dispone el país, a fin de buscar alternativas de

sustitución del diesel.

(Datos tomados de: Páez Chacón Gonzalo, "Perspectivas del Sector Eléctrico Ecuatoriano", CIER,

SUPLAMA, VII Seminario Ecuatoriano de Planificación y Medio Ambiente, Quito/Ecuador, 1998)

En el ámbito de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico se considera lo relacionado con

principios de eficiencia económica en el funcionamiento de los actores del sector y libre

competencia en el segmento de la generación, ello implica que los distintos generadores

que operen en el mercado eléctrico ecuatoriano deberán tomar muy en cuenta el aspecto

económico, solo así una inversión será rentable y por tanto podrá operar

competitivamente.

Es importante para la ampliación del Sector Eléctrico Ecuatoriano y en cuanto a la

generación tomar en cuenta varias alternativas de inversión, que comparen entre

centrales hidráulicas, centrales turbinas a gas, de ciclo combinado, grupos diesel,

turbinas de vapor de combustión de ciclo simple o abierto. Se tiene por ejemplo que

para el caso de turbinas de combustión de ciclo combinado, que usen como

combustible gas natural se pueden alcanzar costos medios de energía (CME) tan bajos


CAPÍTULO 3: COSTO DEL kW INSTALADO

como 20U.S.S/MWH, mientras que si se usa diesel como combustible, el CME puede

ser tan alto como 55 o 60U.S.$/MWh, el periodo de construcción está entre 2 y 4 años,

mientras que el costo específico de inversión (CEI) oscila entre 550 y 1200 U.S,$/kW.4:)

Para centrales de turbina a vapor usando carbón como combustible, opción con la que se

alcanzan CME que oscilan entre los 25 y los 55 U.S.S/MWh usando como combustible

diesel, petróleo pesado o bunker se obtienen valores de CME entre 60 y 65 US$/MWh.

El tiempo de construcción es de entre 2 y 5 años, mientras que el CEI está entre 1000 y

2000USS/kW.

Para turbinas de ciclo simple su CEI está usualmente entre 250 y 580 U.S.S/kW;

alcanzándose un CME entre 40 y 70US$/MWh; el tiempo de construcción está entre 1 a

2 años.

Para motores de combustión, usando como combustible diesel o bunker su CEI está

usualmente entre 600 y 1200USS/MW, alcanzándose un CME entre 45 y 75US$/MWri;

el tiempo de construcción está entre 2 y 3 años, mientras que el CEI oscila ente 450 y

750 US$/kW.45

En centrales de paso o a filo de agua el valor de CEI puede estar entre 1000 a 1500

USS/kW, los CEI varían entre 15 y 22US$/kW, teniéndose su construcción entre 2 y 5

años.



En centrales con grandes obras de regulación el CET puede alcanzar los 3000USS/kW y

los CME de 15 a 30US$/MWh, con 5 a 10 años de construcción.45

TABLA 4: CARACTERÍSTICAS DE ALGUNAS OPCIONES DE

GENERACIÓN

TIPO DE

TURBINA

COMBUS

TEBLE

CEI

(US$/kW)

CME

(US$/kWh

CONSTRU

CCIÓN

AÑOS

GAS

CICLO

COMBIN

ADO

GAS

NATURA

L

550 A

1200

20 ASO

2 A 4

GAS

CICLO

COMBIN

ADO

DIESEL 0

GLP

600 A

1250

45 A 60

2 A 5

DE

VAPOR

CARBÓN

1000 A

1800

25 A 55

2 A 5

GAS

CICLO

SIMPLE

GAS

NATURA

L DIESEL

OGLP

250 A 580

40 A 70

1 A2

MOTORE

S

COMBUS

TIÓN

INTERNA

DIESEL 0

PESADOS

600 A

1200

45 A 75

2 A 3

HIDRÁUL

ICAS DE

PASO

i 000 A

1500

16 A 22

2 A 3

HIDRÁUL

ICA CON

REGULA

CIÓN

1300 A

3000

16 A30

4 A10

(Datos obtenidos de: Carlos Duran Noritz, "Convenienvia de la implementación de Centrales

Hidroeléctricas menores a 50MW: aplicación al caso "Ocaña"", CIER, (SUPLAMA) Subcomite de

Planificación y Medio Ambiente, VII Seminario Ecuatoriano de Planificación y Medio Ambiente, Quito -

Ecuador, 1998.)


87


A más de las ya mencionadas formas de producción de energía eléctrica, existe en el

Ecuador la posibilidad de exploración de la energía Geotérmica. Desde 1978 el

ENECEL ha realizado la exploración de los recursos geotérmicos, obteniéndose en 1979

y 1985 los siguientes estudios de reconocimiento de posibles explotaciones en el ámbito

nacional y el estudio de prefactibilidad de las áreas de Tufíño, Chiles y Chalupas, en

1987 se concluyó el Estudio de Prefactibilidad del Proyecto Binacional (Ecuador —

Colombia, mediante acuerdo de Marzo de 1982) Chiles - Cerro Negro - Tufíño.55

Para un eventual desarrollo geotérmico, el INECEL a través del Estudio de Superficie

ha delimitado las siguientes áreas:

Tufíño - Chiles - Cerro Negro.

Chachimbiro.

Chalupas.

Presentando estas la ventaja de estar cerca de las líneas de transmisión del S.N.I.

Entre las dificultades para el aprovechamiento de la energía geotérmica en la

producción de la energía eléctrica en el Ecuador se encuentra las siguientes:

Que en 3a evaluación del proyecto, este tiene que competir como un sustituto de

otros en base del petróleo y gas natural, cuyos precios continúan cayendo en el

mercado mundial.

Que los proyectos geotérmicos tienen un periodo de retorno bastante largo, que lo

hace poco atractivo para muchas empresas privadas.



Se tiene datos para la generación geotérmica (en el ámbito mundial) de 0.04USS/kWb

promedio, para la producción de energía eléctrica con valores mínimos de

0.02US$/kWh (México).

Queda clara entonces la necesidad de expansión del Sector Eléctrico Ecuatoriano, y por

esto, se deben realizar inversiones en el Sector, según establece la Ley de Régimen del

Sector Eléctrico y sus reglamentos, le corresponde al CONELEC (según art. 13literal h, 13

literal n, 39 de la LRSE suplemento registro oficial N° 43 de 1996/10/10 y arts. 37 y 42 del RGLRSE

suplemento registro oficial N° 182 de 1997/10/28), fijar las normas y reglamentos específicos

para los procesos de concesión y permisos de operación de la generación de energía

eléctrica.

Este capítulo expone una metodología para encontrar el costo marginal de largo plazos

es decir, el costo marginal producido por un aumento en la generación y en la

ampliación de la capacidad de generación de energía eléctrica. Para lograr dicho

objetivo se sigue una metodología en la cual es importante conocer ciertos criterios y

definiciones, los cuales se utilizan para evaluar las alternativas de producción de

energía eléctrica, entre estos se tiene:

Potencia Continua (PC)

"Potencia media de la etapa de simulación empleada (día, semana, mes), que es posible

garantizar con una cierta seguridad hidrológica dada a través del periodo o serie

hidrológica considerada".

EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 8$TERNESTO BEDÓN


Energía Primaría (EP)

"Parte de la producción anual de la central que puede garantizarse con una cierta

seguridad hidrológica dada, a través del periodo o serie hidrológica considerada; en

general será igual a la energía anual correspondiente a PC".

Energía Secundaría (ES)

"Parte de la producción anual aleatoria que no puede garantizarse, pero con la cual se

pueda contar en términos de valor esperado; es obtenida como la diferencia entre la

producción media, o esperada, de la central y la parte EP".

Potencia Garantizada (PG)

"Potencia máxima que puede ser colocada por la central a las horas de máxima carga

del sistema y en condiciones críticas de caída; estas condiciones críticas pueden

presentarse en el periodo hidrológico crítico en el cual el nivel del embalse ha llegado al

nivel mínimo, o bien, en un periodo de crecidas debido a la elevación de la cota de

descarga (posible aprovechamiento de baja caída)"

Costo Marginal de Potencia (CMP)

Se define como el costo en que se incurre para producir una unidad adicional de

potencia (kW). Este costo se lo relaciona con el costo de desarrollo de las unidades que

EL CC STO DEL kWh DE GENERACIÓN 90~ERNE-TOBEDÓN

CAP [JULO 3: COSTO DEL kW INSTALADO

operan en la punta de carga del sistema, es decir, el costo económico de ampliar la

capacidad instalada mediante unidades diesel o turbinas a gas de tamaño y

características adecuadas al sistema que corresponda.

Estos conceptos y definiciones, comparados con una referencia darán los criterios para

escoger entre una u otra alternativa o propuesta de explotación de los recursos

eléctricos.



3.1 COSTO MARGINAL MEDIO DE LARGO PLAZO.

El costo marginal medio de largo plazo se obtiene como la relación marginal entre el

incremento de los costos totales por la expansión de la capacidad de generación del

sistema y el incremento de la demanda energética en el correspondiente periodo.

Este concepto se utiliza para salvar la dificultad del cálculo práctico de los costos

marginales a futuro.

Estas dificultades se deben principalmente a que no existe una función analítica que

represente los costos de expansión, a que no son separables totalmente los conceptos de

potencia y energía; y que las capacidades de los diferentes elementos del sistema no

están adaptadas en forma permanente y continua a los requerimientos del mercado.

Para el cálculo del Costo Marginal Medio de Expansión (CMM) se deben seguir los

siguientes pasos:

1. Definición del Plan de Expansión que satisface la demanda de potencia y energía del

sistema; para esta definición se debe tomar en cuenta para el caso de Ecuador que

ha venido postergando por varios años las necesidades del sector eléctrico, en

cuanto a la expansión de la generación, transmisión y generación.

Para la definición del Plan de Expansión son de mucha importancia las políticas que los

futuros gobiernos impongan al sector eléctrico, políticas estas que deberán ser



encaminadas a facilitar la ejecución de dicho plan; puesto que dentro del nuevo

esquema legal la expansión del sistema es de carácter indicativo más no de carácter

obligatorio por lo que el cumplimiento de dicho plan se torna poco certero.

En el proceso de concesión de nuevos proyectos de explotación eléctrica, el organismo

por ley encargado, fijará la negociación con empresas privadas, las cuales dentro del

espíritu de la reforma llevarán a cabo dichos proyectos en la base de recuperación del

capital invertido por medio directo de las tarifas, para esto se tendrá que elevar el precio

de venta de la energía eléctrica al consumidor; provocando un fenómeno, en el que por

medio de la elasticidad se reduce la demanda, dando un gran margen de error con el

Plan de Expansión definido por INECEL que no toma en cuenta estos factores socio -

económicos.

En el Ecuador como se ha visto se dispone de una gran cantidad de recursos para la

generación hídrica y geotérmica, los cuales tienen periodos de retorno del capital largo,

lo que hace de estos menos atractivos a la inversión privada, así los planes de

expansión previstos por el INECEL no toman en cuenta estas tendencias.

La determinación del Plan de Expansión dentro del nuevo esquema de mercado

competitivo en la generación, deberá tener en cuenta los factores socio — económicos

en los consumidores, y los criterios mandatorios e indicativos que se establecerán en la

Ley y reglamentos para los generadores (Art. 16 del RGLRSE suplemento registro oficial N° 182

de 1997/10/28). No es posible por tanto determinar con un buen margen de aproximación



el cumplimiento de las proyecciones de incremento en la demanda propuestos por

TNECEL.

2. Determinación de los costos anuales del sistema asociados al Plan de Expansión,

estos serán la suma de los costos fíjos anuales CFS(t) más los costos variables de

operación CVS, esto es:

CTS(t)=CFS(t) + CVS(t)

Costos fíjos anuales CFS(t) en los que se incluyen los costos de inversión expresados en

anualidades.

La anualidad de la inversión sería calculada multiplicando el monto de la inversión por

el factor de recuperación del capital obtenido con la tasa de anualización, y una vida útil

de 20 años para el equipo de generación y de 30 años para el equipo de conexión.

El monto de la inversión será determinado considerando:

a) El costo del equipo que involucre: su precio, el flete, los seguros y todos los

derechos de importación que le sean aplicables.

b) El costo de instalación y conexión del sistema.

c) El costo fíjp de personal que incluya los beneficios sociales.



3. Determinación de la demanda incrementa! de energía en el sistema que esta siendo

cubierta con el Plan de Expansión.

4. Con cada costo, costos totales y costo de la demanda de energía determinado por

año hasta el año horizonte se puede obtener un gráfico que indique la tendencia de

estos, así mismo con esos datos se obtiene una función exponencial.

C(t)= aebt; E(t)= cedt

Donde;

C(t) = es la función de costo incremental versus tiempo.

E(t) = es la función de demanda de energía incremental versus tiempo.

a, b, c, d son parámetros determinados en base a los datos de costos totales y costos de

la demanda de energía por año hasta el año horizonte.

e = es la constante neperiana

t = variable tiempo

5. Los costos marginales medios de largo plazo, pueden entonces de terminarse como

la relación de la demanda en función de costo C(t) respecto al tiempo con la

derivada de la función demanda de energía E(t) respecto al tiempo.

Costos Marginales Medios: CMM=(dC(t)/dt)/(dE(t)/dt)

dC(t)/dt = a b ebt = bC(t) dE(t)/dt = c d edt = d E(t)



FIGURA 8, DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS MARGINALES DE LARGO

PLAZO

DEFINICIÓN DEL PLAN DE EXPANSIÓN

DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS DE INVERSIÓN ANUALESanualidades

SIMULACIÓN DESPACHO ECONÓMICOHIDROTÉRN1CO

COSTOS ANUALESOPERACIÓN Y MANTENIMIENTO + ANUALIDADES

DETERMINACIÓN DE LA DEMANDA 1NCREMENTAL DEENERGÍA EN EL SISTEMA CUBIERTA POR EL PLAN DE

EXPANSIÓN I

C(t)= a e costosE di

(t)= c e

COSTOS MARGINALES MEDIOS LARGO PLAZO

= (dC(t/dt)/(dE(t/dt) = (b C(l)) / (d E(t))


96


3.2 MONTO DE INVERSIONES.

En la determinación del costo marginal de potencia es posible la aplicación de la

siguiente metodología:

Se determinará el tipo de unidad generadora económica para suministrar potencia

adicional durante las horas de máxima demanda anual del sistema eléctrico y se

calculará la anualidad de la inversión con la tasa de actualización correspondiente.

La anualidad de la inversión, será calculada multiplicando el monto de la inversión

por el factor de recuperación del capital obtenido con la tasa de actualización, y una

vida útil dependiente del tipo de central y del factor de uso, así como el uso de 30

años para la vida útil del equipo de conexión.

El costo de inversión de una central incluye muchos rubros, los cuales en general se

pueden combinar, obteniéndose un monto total, el cual al ser dividido por el número de

kW que la planta generaría dará un costo por kW instalado, esto es muy útil en la

evaluación de cualquier proyecto de generación futuro.

Al entrar en operación la central, esta genera "gastos de depreciación", los mismos que

en el marco de un mercado desregulado pueden ser tomados como anualidades

constantes, atribuyéndose estas como parte de gastos fijos de operación.

La determinación del costo del kW podría tomarse en cuenta en el escogimiento de

alternativas de generación, así como la determinación del monto de inversiones incidirá

EL COSTO DELkWhDE GENERACIÓN 91ERNESTO BEDÓN


en los montos de depreciación y amortización los que a su vez formarán parte del costo

del kWh.

Es así, que la determinación del kW5 se propone hacerla tomando las funciones

descritas en este capítulo (pero actualizadas en niveles de dólares del año 97 o en sucres

del año 97), así se obtendrá un aproximado de inversiones y por consecuencia un costo

del kW para los diferentes tipos de central aquí descritos.

Otra metodología que podría seguirse es, mediante el conocimiento del monto total de

inversiones de cada central obtener un promedio del costo del kW dependiendo de la

potencia de la central y de sus características constructivas; por ejemplo no es lo mismo

calcular el costo de la central de Pisayambo que la de Paute, pues difieren en potencia,

caudal, altura de la caída, longitud de la tubería de presión, tipo de canal y otros.

El objetivo de la primera metodología es dar una herramienta, en la cual solo se

cambien parámetros de las curvas de costo, para ajustarías a costos actuales o previstos.

El objetivo de la segunda metodología propuesta, exige el conocimiento estadístico de

costos y la actualización en sucres o dólares a una fecha base, la comparación entre

estos y las cualidades de cada central, lo que redundaría en la obtención de nuevas y

muy numerosas curvas.



Siendo pues, el primer método más corto, además tomándose en cuenta que el modelo

matemático es una aproximación, y con la visión de que el usuario puede variar las

curvas con criterio propio (pues pueden repercutir los cambios de tecnología, sociales y

económicos en la forma de dichas curvas), este se torna aceptable.

FIGURA 9, DETERMINACIÓN DE MONTOS DE INVERSIÓN

TIPO DE CENTRAL

ANUALIZACÍÓN DEINVERSIONES

1 <w¿,ttitíswü-S>auíM, KtiiMMMmm

DETERMINACIÓN DELCOSTO ANUAL 0EINVERSIONES

COSTO ANUALINSTALACIÓN

DE

EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNEKNESTG SEuGN

99


3.2.1 Centrales de Generación Hidroeléctricas:

Son las que utilizan como elemento motor la fuerza mecánica del agua, la que actuando

directamente sobre una turbina, acoplada sobre un generador, pone a este en

movimiento haciéndole generar electricidad.

En el Ecuador se han utilizado dos tipos de turbina:

Francis, el agua actúa por acción de la gravedad sobre la turbina de eje vertical,

requiriéndose una gran cantidad de líquido.

Pelton, el caudal es reemplazado por la velocidad de caída del agua, para lo cual se

crea un desnivel artificial mediante un canal, lo que determina una gran altura de

caída. El agua golpea así fuertemente la turbina, produciendo la rotación.

Características de costos:

- Una central hidráulica requiere una inversión inicial alta y costos de operación y

mantenimiento bajos, esto determinará que al final del periodo de vida útil resulta

más barata su operación que la de una central térmica.

Las unidades de generación hidráulica son más seguras y tienen valores más altos

de eficiencia con cargas más altas.



- Los costos unitarios de producción de las centrales hidráulicas son menores que los

costos unitarios de producción de las centrales térmicas, esto debe principalmente

por la presencia de costos de combustible.

Las características aproximadas de operación son:

Carga mínima de operación = 25%

Carga de máximo rendimiento — 75 a 85%

Consumos propios de la planta = 3%

Estructura de costos.

Casa de máquinas.

El costo de la casa de máquinas depende del número de unidades que esta albergará, así

como también del tipo de turbina que se instalará en esta. Teniendo en cuenta estas

7consideraciones se tiene la curva costo/kW en función de las alturas de caída.

Dicha curva se obtiene de la ecuación de tendencia logarítmica:

yHl = -14.192- ln(jcl) + 93.908

Donde:

yHl= es el costo en miles de U.S. $ por kW

xl — es la altura de caída en metros.



Bocatomas.

Se pueden establecer varias funciones de costos de las bocatomas según el tipo de estas;

7Para bocatomas menores se tiene:

Costo

m3/^ = 48.405» Q 0.7738

*i

Para bocatomas de corriente y profundas excavadas en seco se tiene ;

= 503.8.m"//s

•7Para bocatomas profundas excavadas bajo agua :

m/&

= 515.96

Donde:

Q — es el caudal máximo captado m /s, y

Costo = costo en miles de U.S.S (año 1978).

EL COSTO DHL kWh DE GENERACIÓN 102ERNESTO BEDÓN

•».


Canales:

Para canales revestidos en condiciones medias:

= 72.149 0.5067

L*Q

Donde:

C = es el costo en miles de U.S.S;

L = el largo en km;

Q = el caudal en ma/s.

Tune/es;

^=-7.10-14*6>6+3.10-l°«e5-4.L

Donde:

C = es el costo total de las tuberías en miles de U.S.S;

Q = es e] caudal tota] en m3/s;

L = longitud del túnel en km

Tuber/as;

1000

Donde:



C = es el costo total de las tuberías en miles de U.S.S;

Q = el gasto total en m3/s;

H — altura neta máxima de caída en metros;

L = es el Largo de las cañerías en metros.

Turbinas y generadores

Se puede obtener el costo por kW como una función:

CKW

= 171.99 .p-°-385

Para las turbinas Francis y Kaplan

= 169.59-?"c*— -, s-~ r-~ -o-0.4284

KW

Para las turbinas Pelton

Donde:

P - potencia de cada unidad en MW.

Equipo eléctrico de control y protecciones:

c<-*

kW

Donde:

P = es la potencia de cada unidad en MW.



-~¿* Instalaciones y equipo auxiliar:W : ! - _-— —-

C lkW = 73.38 -

Donde:

P = potencia de cada unidad en MW.

C = costo unitario en U.S.S

Se incluye puente grúa y talleres, patios de servicios auxiliares, instalaciones de

telecomunicaciones, planta de bombeo y otras instalaciones no incluidas en rubros

anteriores.

Patio elevador7

Para un patio de 69kV se tiene:

-0.8223C = 360.62 -P

Para uno de 138kV se tiene;

C = 1052.5 .



Para un patío de 230kV;

C = 1042.3 -p-

Presas

El costo estimado de la represa se diferencia según el material empleado en su

construcción.

( \nL'H2)'

,0.8767

Donde:

V — volumen en miles de m ;

L = ancho en el cerramiento;

H = altura máxima del muro sobre las fundiciones.

EL COSTO DEL kWh CE GENERACIÓN 106ERNESTO BEDÓN


3.2.2 Centrales de Generación Térmicas a vapor:

Son en las que se utiliza como elemento motor el vapor producido en una caldera. El

vapor a presión actúa sobre una turbina acoplada a un generador, dándole movimiento y

así produciendo energía eléctrica.

Las obras fundamentales de este tipo de centrales son:

Turbinas y generadores;

Equipo electromecánico y de control;

Estructura de la caldera, caldera y componentes auxiliares;

Planta de refrigeración;

Instalaciones varias y equipo auxiliar;

- Planta de tratamiento de combustibles, de aguas y gases de emisión;

Almacenamiento de combustible;

Como características generales de funcionamiento se puede tener:

Carga mínima de operación del 35%;

Carga del máximo rendimiento del 75 al 85%;

- Consumos propios de la planta de 5%;

- Una vida útil económica que obedece a la ecuación:

V = 40-25 -Fp

EL COSTO DEi kWh DE GENERACIÓN 107ERNESTO BED'-N


donde:

V es función del factor de planta anual Fp.

- Coeficiente de disponibilidad del 88%, esto quiere decir que una planta a vapor

"equivalente" debe tener una potencia instalada aproximada de 15% superior a la

potencia firme de la misma.

Para plantas de n unidades de potencia instalada P (MW) cada unidad, las expresiones

son:

- Costos de inversión:

c inversión = 1125.8 - (0.9 • n + 0.1) • P0'19

*^ En miles de sucres.

c inversión = 1125.8-- ¡̂i

En dólares por kW.

- Gastos fijos anuales de operación y mantenimiento:

G fijos = 125.1 (07-;t+03) p-0.52n 'r

En dólares por kW por año.



Gastos variables de

G variables = 1.5 -P**2

En millones de sucres por kWh

- Consumo específico:

ce = 4604.8 -P^3

EnKcal porkWh

3.2.3 Centrales de Generación Diesel:

El generador en este caso es movido por un motor a diesel. También se debe diferenciar

entre estas a las Lentas y Rápidas.

Como componentes y características operativas fundamentales de este tipo de centrales

son:

Com ponent.es .-

Motor y generador;

Planta de refrigeración;

Equipo eléctrico y auxiliares;

Almacenaje y tratamiento de combustibles;

- Edificios.



Características.-

Carga mínima de operación en el orden del 30% a 40%;

- Carga de máximo rendimiento del 85% al 95%;

Vida útil económica:

Vida útil = 1 6.588 .e-°-001^

donde:

R = es la velocidad en R.P.M.

Para centrales con varias unidades de potencia instalada P(MW) y con una velocidad de

funcionamiento R(r.p.m.) se tiene:

- Costos de inversión:

C inversión = (100 - 0.3 • £) - P +3575 -P05

Para varias unidades se tiene:

C In = 0.95 -n-C inversión 4- 0.05 • C inversión

La fórmula completa de costos de inversión y por unidad es7:

. [(100-0.3. R) +n

Donde el costo de inversión de cada unidad esta dado en dólares por kW.



-qp> - Gastos fijos anuales de operación y mantenimiento:

G fijos 0&M = 360 • (0.75 • n + 0.25) • P°'7S

Dado en miles de dólares al año.

G fijos 0&M = 360- (a75'" + °-25) • P-°'2S • R'OMn

Dado en dólares por kW por año.

- Costos variables de mantenimiento:

C mantenimiento = 0.06 - R°'5 -

En millones por kWh.

- Consumo específico.

En kcal por kWh



3.2.4 Centrales Generadoras de Turbina de Gas

Como su nombre lo indica el generador en este caso es movida por gases a altas

presiones, dentro de estos gases se puede tener vapor sobre calentado. Las instalaciones

de estas turbinas pueden ser abiertas, cerradas o semiabiertas.

Partes principales de este tipo de turbinas son:

Generador de gas,

Turbina de generadores;

Equipo auxiliar: que comprende silenciadores, compresores;

- Equipo de control;

Tratamiento de combustible;

- Almacenamiento de combustible;

- Edificios;

Características de funcionamiento:

Carga mínima de operación: 25%;

- Carga de máximo rendimiento: 90 al 95%;

- Consumos propios de la planta: 1.5%;

Vida útil económica:

V = l7-2Q-fp

Donde fp es el factor de planta anual en p.u.



- Coeficiente de disponibilidad: 75%

En los costos se puede establecer la siguiente estructura:

- Costo de inversión:

C INVERSIÓN = 251.8 - (0.95 • n + O.OSV^0'9

Expresado en miles de U.S. dólares.

Expresado en Dólares por kW.

Los gastos fijos anuales de operación y mantenimiento:

G fijos = 14.2'(Q3-n + Q.2)'P0'7

Dado en miles de U.S. dólares.

Dado en U.S. dólares por kW por año.

Consumo específico:

EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 1UERNESTO BEDÓN


3.3 EL COSTO POR POTENCIA INSTALADA

El cálculo del costo de capacidad (kW instalado) puede convertirse en un problema de

planificación, donde las alternativas de expansión dependerán de la probabilidad de

ocurrencia de un requerimiento de energía y potencia eléctrica, además, la

determinación de dicho costo debe tener en cuenta que en el mundo real las unidades

de generación, generalmente consideradas para la expansión no tienen una capacidad

en números continuos, es decir su capacidad esta en tamaños enteros. Para determinar la

capacidad de las plantas a instalarse, se tiene que aceptar que la instalación de una gran

centra] puede encarecer el costo del kW instalado si no esta de acuerdo al incremento

de la demanda, pero sin embargo, esta central "grande" puede compartirse con otros

sistemas, dando la posibilidad así de reducir el costo de instalación, utilizando una

central grande (aplicación de economía de escala).

El método para el cálculo del costo de capacidad de una central está sujeto a un número

de dificultades puesto que dichos costos están relacionados con el calentamiento, estrés

térmico y desgaste de equipos además de probabilidades de ocurrencia de estados de

carga. Este costo de Potencia eléctrica (capacidad), tendrá que ser calculado por el

CENACE, un método alternativo propuesto en la presente tesis para calcular el costo del

kW de generación instalado es utilizar los costos contables o estadísticos del ejercicio

de las centrales y unidades en el sistema, es decir:



- Calcular la depreciación, utilizando el costo inicial en dólares de la central y luego

obteniendo anualidades por medio de un índice de depreciación anual, tomando en

cuenta un periodo de recuperación de capital para las centrales hidráulicas con

reservorio, para las centrales hidráulicas de pasada, para las centrales o unidades de

gas ciclo simple y combinado; otra alternativa es recoger datos de los costos fijos

anuales pagados por dicha central, divididos para el número de unidades obtener los

cargos fijos anuales por unidad.

- Obtenidas las anualidades dividirlas estas para (365 x 24 horas al año x factor de

planta), el resultado de esta división representa el número de dólares por hora de

generación que debe obtenerse para garantizar los costos financieros incurridos en

dicha unidad (planta) de generación. El factor de planta considera las horas de

funcionamiento efectivo, es decir no considera las horas de mantenimiento, salidas

forzadas, y no despacho de la unidad de generación. De esta manera aún cuando la

unidad no produce o no vende kWh, recupera los costos a través de la venta de

energía (kWh de generación). En un mercado competitivo, en donde el costo de

producción del kWh se recupera a través de precios, implica que el generador no

deberá recibir un pago por potencia instalada, diferenciando esta de la potencia de

reserva rodante la cual sí deberá ser remunerada.

El método para el cálculo del costo de capacidad expuesto en este capítulo, no puede ser

considerado el único, existen métodos probabilisticos y nuevos algoritmos basados en el

costo de producción probabüístico tomando en cuenta la adición de grandes o pequeñas

centrales de generación, este método, ha tomado los valores de arranque, de conexión y

EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN ÍT?ERNESTO BEDÓN


de parada como fijos, sin embargo hay que aclarar que estos no lo son, puesto que

reflejan costos relacionados con el calentamiento, estrés térmico y desgaste de equipos,

los cuales dependen del tipo de planta, su ubicación y tiempo de funcionamiento. Por

esto es importante y recomendable la realización de tesis e investigaciones específicas

para estimar los costos de arranque y parada en las centrales del S.N.I. así como una

modelación matemática de estos.

Cualquier método que se utilice para tratar de resolver el problema de planificación y

expansión del sistema, está expuesto al error, desde por ejemplo: la asunción de las

curvas de entrada - salida de las unidades a ponerse en servicio, la probabilidad de

salida de servicio (compuesta dicha probabilidad de salidas forzadas y la de salidas de

mantenimiento), los derating de las unidades los cuales son aleatorios en la naturaleza,

todos estos, parámetros importantes en la búsqueda de la solución, y que no pueden ser

sino asumidos en vías a encontrar la planificación futura y los planes de expansión del

sistema.

Los costos obtenidos mediante este método resultan un cargo en el costo del kWh de

generación debido a potencia instalada y son expuestos en un ejemplo de cálculo.



3.4 EJEMPLO DE DETERMINACIÓN DEL COSTO DEL kWINSTALADO

En el siguiente ejemplo se calculará el costo del kW de instalación de unidades del

S:N,L, para esto se utilizará los siguientes datos de costo específico de inversión (CEI):

TABLA 5: COSTO ESPECÍFICO DE INVERSIÓN

GEMU.S.$/kW) MINMAX

HID.REG

13003000

HID.PASOrioob

1500

Ciclo.comb.Gas

5501200

C.Comb.Diesel

6001250

Vapor.carb

10001800

Vapor.Diesel

12002000

GasCicloSimpl.

250580

Comb.Int.

6001200

Tipo

12002000

Y un factor de planta obtenido mediante el uso de la energía generada, anual registrada:

f.planta =(MWh anuales generados) / (MW efectivos x 365 x 24h x factor de planta)

El costo del kW instalado para una planta dada, será:

Costo (U.S.S / hora de generación) = [(Potencia Instalada x CEI) x Factor anualidad] /

[365 x24hx f.planta]

Donde:

Factor anualidad = [i x (l+i)n] / [(l+i)n-l]

n = número de años

i = interés, para el ejemplo se estima en 10%, todos los cálculos se los realiza en U.S.S.

Los resultados del cálculo de ejemplo para varias centrales se indican a continuación:


117

CA

PITU

LO 3

: CO

STO

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kW

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STA

LAD

O

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BL

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AC

TO

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1 500,

101

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.PA

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1 300,

106

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lo, c

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Gas 0,

1 150,

131

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sel 0,1 15

0,13

1

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arb 0,1 15

0,13

1

Vap

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iese

l

0,1 15

0,1.

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Gas

Cic

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impl

.

0,1 5

0,26

4

Com

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0,131

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fini

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5

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IU

.S.S

/kW

JVON

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X

HID

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0030

00

HJD

.PA

SO

1000

1500

Cic

lo. c

omb.

Gas

550

1200

C.C

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Die

sel

600

1250

Vap

or.c

arb 10

0018

00

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l

1200

2000

Gas

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l.25

058

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b. In

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1200

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ído

1200

2000

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610

7569

,217

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130

POT

.MA

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POT

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MW

137

768 58 67

127,4

EN

E.A

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.

EN

ER

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GW

H/A

702

2301 20

954

192

6,3

FAC

TO

RD

EPL

AN

TA 0,

580,3

40,4

10,

920,

83

CO

S.T

OT

MIN

U.S

.S 156.

000.

000

1.39

7.50

0.00

069

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.000

170.

900.

000

78.0

00.0

00

CO

S.T

OT

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.S.S

/MW

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4.00

0.00

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225.

000.

000

103.

800.

000

256.

350.

000

156.

000.

000

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ID.P

ASO

Com

b. In

t.

A.M

IN

U.S

.S 16.5

48.3

6314

0.95

0.69

67.

340.

684

18.1

28.9

4410

.254

.955

CO

STO

(M

W.H

QRA

FUN

CIO

NA

MIE

NTO

)A

.MA

X

U.S

.S 24.8

22.5

4432

5.27

0.83

611

.011

.026

27.1

93.4

1520

.509

.909

MIN

U.S.S

3.23

047

.045

2.03

72.

245

1.41

0

MA

X

U.S

.S 4.84

410

8.56

53.

056

3.36

82.

821

EL C

OST

O D

EL k

Wh

DE

GEN

ERA

CIÓ

NER

NES

TO B

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N19

CA

PITU

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EL

EC

TR

OQ

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OSA

G.Z

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EL

EC

Gl

TG

D2

60E

EC

UA

TG

GU

AN

GO

POL

OT

RIN

ITA

RIA

1 PASC

UA

L!

ESM

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AL

OA

SSR

D1E

SEL

1G

.ZE

VA

23SR B

UN

KE

Rl

EM

EL

EC

V2

EM

EL

EC

VI

14,4

70,4 24

70,4

44,1 20 78 108

70,4 24 11

7

91,5 120

101,

41.2

0 63 30 30

14,1 69

23,5 69

43,2

19,6

76,4

105,

8 6922

,6

111,

2

89,7 114

97,3

114

59,2

28,5

28,5

4220

5,5

103

205,

5

128,

710

326

7,8

741,

748

3,5

118,

6

827,

6

628,

479

8,9

341,

179

8,9

207,

5

199,

719

9,7

0,34

0,34

0,50

0,34

0,34

0,60

0,40

0,80

0,80

0,60

0,85

0,80

0,80

0,40

0,80

0,40

0,80

0,80

8.64

0.00

01.

7.60

0.00

0

6.00

0.00

0

17.6

00.0

00

11.0

25.0

0024

.000

.000

93.6

00.0

0027

.000

.000

17.6

00.0

0014

.400

.000

140.

400.

000

22.8

75.0

0014

4.00

0.00

0

.121

.680

.000

144.

000,

000

75.6

00.0

00

36.0

00.0

0036

.000

.000

17.2

80.0

0040

.832

.000

13.9

20.0

00

40.8

32.0

00

25.5

78.0

0040

.000

.000

156.

000.

000

62.6

40.0

0040

.832

.000

28.8

00.0

00

234.

000.

000

53.0

70.0

0024

0.00

0.00

0

202.

800.

000

240.

000.

000

126.

000,

000

60.0

00.0

0060

.000

.000

Com

b.T

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.

Gas

Cic

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.

Gas

Cic

IoSi

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l

Gas

Cic

loSi

mpl

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sel

Vap

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lV

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sel

Vap

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l

Vap

or.D

iese

lV

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.Die

sel

1.13

5.93

34.

642.

836

1.58

2.78

5

4.64

2.83

6

2.90

8.36

73.

155.

371

12.3

05.9

467.

122.

532

4.64

2.83

61.

893.

222

18.4

58.9

18

6.03

4.36

718

.932

.224

15.9

97.7

2918

.932

.224

9.93

9.41

8

4.73

3.05

64.

733.

056

2.27

1.86

710

.771

.379

3.67

2.06

1

10.7

71.3

79

6.74

7.41

25.

258.

951

20.5

09.9

0916

.524

.274

10.7

71.3

793.

786.

445

30.7

64.8

64

13.9

99.7

3231

.553

.706

26.6

62.8

8231

,553

.706

16.5

65.6

96

7.88

8.42

77.

888.

427

381

1.55

9

361

1.55

9

976

600

3.51

11.

016

663

361

2.48

0

861

2.70

2

4.56

32.

702

2.83

6

675

675

763

3.61

7

838

3.61

7

2.26

51.

001

5.85

12.

357

1.53

772

2

4.13

4

1.99

84.

503

7.60

64.

503

4.72

6

1.12

61.

126

EL C

OST

O D

EL k

Wh

DE

GEN

ERA

CIÓ

NER

NES

TO B

EDÓ

N12

0


En el ejemplo se ha calculado anualidades mínimas y máximas por hora de

funcionamiento, esto significa que por cada hora que la central, planta o unidad genera,

recuperará el costo de potencia instalada.

En este ejemplo se calcula el costo del kW instalado de centrales pertenecientes al

S.N.I., como si todas estas se hubiesen instalado en la misma fecha, esto.es irreal, cada

una fue instalada en diferentes épocas, por lo que para un cálculo acertado del costo del

kW de instalación se deberá tomar en cuenta la depreciación acumulada.

A continuación se muestra el resultado del cálculo del costo del kW instalado tomando

en cuenta los costos fijos contables anuales:

Costo del kW instalado / hora generación = costos fijos / (365 x 24 x f planta)

[U.S.S /h.generación]

TABLA 8: DATOS Y RESULTADOS DEL SISTEMA EJEMPLO: b)USANDOCOSTOS FIJOS DADOS

PROYECTO

NOMBRE

AGOYANH

PAUTE AB

PAUTE C

CUENCA/MONAY+ELDESCANSOPUCARÁ

POT.INS

MW

156

500

575

18+8,98

69,2

POT.MAX.POT.CAR.

MW

137

384

384

58

ENE.ANU.

ENER.FIR

GWH/ANO

702

1150,5

1150,5

209

COSTOVARIABLE

US$

0

COSTOSFIJOS

U.S.$

3900000

61626199

70870129

4725508

943000

CMEU.S.VMWh

0,57

0,56

0,55

6,15

0,55

COSTOU.S.$/h

761,11

1406,99

1618,04

539,44

538,24x2

TIPO

HID.PASOHID.REGHID.REGVapor.DieseJ

HID.PASO

PACTOR DEPLANTA

0,58

0,34

0,34

0,80

0,41


121


SR-HIDRO

ECUAPOWERSEECUAPOWERSDMÁCHALAT/EMELOROMÉXICO E

MANTAT/EMELMANAB!ELECTROQUIL32UNID.ELECTROQUITO

ELECTROQUIL2 2U.

STA.ROSA3U.

G.ZEVA4

TINAJERO2U.MILAGRO/EMELOROTGD2 60

EECUATG/EMELECGUANGOPOLOT/INECELGUANGOPOLOH/EEQSATRINÍTARIA1PASCUALES/INECEL

ESMÉRALOASSR

170,9

34

48x2

23,7

14,4

34,4

70,4

24

70,4

44,1

20

74

1,53

108

70,4

29,5

15,27

120

91,5

120

101,4

67

34

48x2

11,9

14,1

69

23,5

69

43,2

19,6

105,8

69

22,6

111,2

89,7

114

97,3

541

242,26

684,04

42

205,5

103

205,5

128,7

103

741,7

483,5

118,6

- 827,6

628,4

798,9

341,1

0

2564123,1

7239876,9

456000

2474000

1294000

2596000

1907000

1741000

17385000

12568000

3436000

24432000

18685000

23767000

10437000

2928000

4253509

12009906

2084654

2730000

6026227

7603000

610

6532683x2

3480000

1970000

8905308

268611

10781000

227000

9070000

1 978504

27728000

6979000

2.774.550

7607000

0,00

1,64

1,64

6,24

2,87

6,06

1,64

1,98

1,64

2,11

2,45

1,79

6,24

23,44

25,99

2,91

0,60

2,87

1,79

2,68

2,68

334,25

485,56

685,50

237,97

311,64

687,92

433,96x2

69,66

745,74x2

132,4x3

224,88

508,29x2

30,66

1230,71

25,91

1035,39

225,86

3165,30

796,69

316,73

868,38

HID.PASOVapor.DieselVapor.DieselVapor,Diesel

Comb.Int.Vapor.Diesel

GasCicloSimpl.GasCicloSimpl.GasCicloSimpl.GasCicloSimpl.GasCicloSimpl.Vapor.DieselVapor.DieselGasCicloSimpl.GasCicloSimpl.Comb.Int.

HID.PASO

Vapor.DieselGasCicloSimpl.Vapor.DieselVapor.

0,92

0,81

0,81

0,00

0,34

0,80

0,34

0,50

0,34

0,34

0,60

0,80

0,80

0,80

0,80

0,60

0,80

0,85

0,80

0,80

0,40


122

ACOSTÓ DEL kW INSTALADO

DIESEL1G.ZEVA2 Y3

AMBATO T

AMBATO H

RIOBAMBATLOJA/ERSURCUMBAYAEEQSAG.HERNANDESEEQSANAYONEEQSASRBUNKER1EMELECV1EMELEC GxSU.1

120

10,2

3

3,6

7,2

40

32,4

30

63

30

30

114

7,48

2,88

59,2

28,5

28,5

798,9

207,5

199,7

199,7

25376000

6640000

6607000

6842000

25130000

1310354

373156

210217

932890

5182721

5675865

3887041

3178000

8.990.000

6241505,6x5

2,87

6,24

0,61

6,24

0,61

0,60

6,06

0,60

3,20

3,38

1,79

1434,36

149,58

42,60

23,99

106,49

591 ,63

647,93

443,73

362,79

1026,26

712,5x5

DieselVapor.DieselVapor.DieselHID.PASOVapor.DieselH1D.PASOHID.PASOComb.Int.

HID.PASOVapor.DieselVapor.DieselVapor.Diesel

0,80

0,00

0,00

0,80

0,80

0,80

0,80

0,80

0,40

0,80

0,80

Un factor de planta promedio de 0.8 fue tomado para pequeñas centrales hidroeléctricas

de pasada.

La siguiente tabla muestra los resultados del cálculo anterior para cada Unidad de las

anteriores centrales:

TABLA 9: DATOS Y RESULTADOS POR UNIDADES DE GENERACIÓN DEL

SISTEMA EJEMPLO: UTILIZANDO COSTOS FIJOS DADOS

UNIDADINCREMENTAL

AGOYAN 1

AGOYAN 2

TIPO

HID.PASOHID.PA

US$/ARRANQUE

0

0

TCONEX

0

0

CME

MIN

U,S.$/MWh

0,57

0,57

MAX

U.S.$/MWh

0,57

0,57

COSTO DEL kW INSTALADOPOR H DEGENERACIÓNMIN

U.S.$/h

656,13

656,13

MAX

U.S.$/h

721,74

721,74

FACTORDEPLANTA

0,58

0,58EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN

123

APÍTULO 3: COSTO DEL kW INSTALADO

AMBATO H+T

C.T. ESMERALDAS

C.T. SANTOS 1

C.T, SANTOS 2

C.T. SANTOS 3

C.T. SANTOS 5

C.T. SANTOS 6

C.T. SANTOS V

C.T. TINAJERO 1

C.T. TINAJERO 2

CUENCA T

E.QUlL-2 1

E.QUIL-2 2

E.QUIL-3 1

E.QUlL-3 2

E.QUITO

ESMERALDAS"!ESMERALDAS2G.SANTA ROSA 1

G.SANTA ROSA 2

G.SANTA ROSA 3

SOHID.PASOVapor.Diese!GasCicloSimp!

GasCicloSimpl

GasCicloSimpl

GasCicloSimpl

GasCicloSimpl

Vapor.DieselVapor.DieselVapor.DieselVapor.DieselVapor.DieselGasCicloSimpl

GasCicoSimpl

GasCic;oSimpl

GasCicloSimpl

TIPOTIPOGasCicloSimpl

GasCicloSimpl

GasCicloSimpl

0

1250

250

250

250

250

250

1250

250

250

125

250

250

250

250

250

250250250

250

250

0

6

2

2

2

2

2

6

2

2

2

2

2

2

2

2

1,5

1,52

2

2

0,61

2,68

1,79

1,79

1,79

1,79

1,79

3,38

1,69

1,69

6,15

1,64

1,64

1,64

1,64

1,98

1,641,642,11

2,11

2,11

SI(Pg<3;0,6;6,24)

2,68

1,79

1,79

1,79

1,79

1,79

3,38

1,79

1,79

6,15

1,69

1,69

1,69

1,69

1,98

1,691,69

2,11

2,11

2,11

240,21

339,75

890,63

890,63

890,63

890,63

890,63

1059,81

635,36

635,36

674,34

2193,35

2193,35

1276,35

1276,35

139,32

971,12971,12359,79

359,79

359,79

264,23

373,73

979,69

979,69

979,69

979,69

979,69

1165,79

698,90

698,90

741,77

2412,69

2412,69

1403,99

1403,99

153,25

1068,231068,23395,77

395,77

395,77

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,8

0,34

0,34

0,34

- 0,34

0,5

0,50,5

0,34

0,34

0,34


124


GUANGOPOLOD/INECEL1 BARRA H

LOJAH

MÁCHALAMEXICO/INECEL

MÁCHALA T

MANTAT/EMELMANABIP.V.G./EMÉLEC

PAUTE AB 1

PAUTE AB 2

PAUTE AB 3

PAUTE AB 4

PAUTEAB5

PAUTE C 1

PAUTE C 2

PAUTE C 3

PAUTE C 4

PAUTE C 5

PUCARÁ 1

PUCARÁ 2

RIOBAMBA

S.ELENA T

SALITRAL 1 G.Z.

SALITRAL 2 G.Z.

SALITRAL 3G.Z.GAS

TRINITARIA 1

Comb.lnt.HID.PASOHID.PASOGasCícíoSimpl

Vapor.DieselVapor.DieselVapor.DieselHID.REGHID.REGHÍD.REGHID.REGHID.REGHID.REGHID.REGHID.REGHID.REGHID.REGHID.PASOHID.PASOHID.PASOVapor.DieselVapor.DieselVapor.DieselGasCicÍoSimpl

GasCícÍoSimpl

250

0

0

125

250

250

250

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

125

1250

1250

250

1250

2

0

0

1

2

6

6

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

6

6

6

1

1

2,91

0,61

0,61

2,87

6,24

6,06

6,06

0,56

0,56

0,56

0,56

0,56

0,55

0,55

0,55

0,55

0,55

0,55

0,55

0,55

2,87

2,87

2,87

2,45

2,68

2,91

0,61

0,61

2,87

6,24

6,24

6,24

0,56

0,56

0,56

0,56

0,56

0,55

0,55

0,55

0,55

0,55

0,55

0,55

0,55

2,87

2,87

2,87

2,45

2,68

1166,14

260,69

133,13

456,47

699,91

859,90

502,05

4138,21

4138,21

4138,21

4138,21

4138,21

4758,94

4758,94

4758,94

4758,94

4758,94

1312,78

1312,78

219,75

323,33

1792,95

1792,95

374,80

2434,59

1282,75

286,76

146,44

502,12

769,90

945,89

552,25

4552,03

4552,03

4552,03

4552,03

4552,03

5234,84

5234,84

5234,84

5234,84

5234,84

1444,06

1444,06

241,73

355,66

1972,25

1972,25

412,28

2678,05

0,6

0,8

0,8

0,34

0,34

0,8

0,8

0,34

0,34

0,34

0,34

0,34

0,34

0,34

0,34

0,34

0,34

0,41

0,41

0,8

0,8

0,8

0,8

0,6

0,85


125


VERGELG/PASCUALESVICENTINACUMBAYAVICENTINAGUANGOPOLOVICENTINAHERNÁNDEZVICENTINA NAYON

Vapor.DieselHiD.PASOHID.PASOComb.lnt.HID.PASO

250

0

0

125

0

- 6

0

0

1

0

1,79

0,6

0,6

6,06

0,6

1,79

0,6

0,6

6,06

0,6

1991,75

739,54

282,32

702,40

554,63

2190,93

813,50

310,55

772,64

610,09

0,4

0,8

0,8

0,8

0,8

Para este ejemplo se ha tomado el mismo factor de planta de la central de generación

para cada una de las unidades, lo que en la realidad no sucede, por ejemplo para la

central de Paute, las cinco unidades de la fase C no funcionan al mismo tiempo, es

decir, cada una tendrá un factor de planta diferente, lo que debe ser tomado en cuenta

especialmente si una compañía es propietaria de una unidad y otra de otra unidad.

El costo del kW instalado por hora de generación máximo en la tabla, corresponde al

costo del kW instalado por hora de generación calculado con la fórmula:

Costo por potencia instalada (U.S.S / h generación) = costos fijos / (365x24xf planta)

Más un 10% para el ejemplo, en la realidad este porcentaje debe ser calculado tomando

en cuenta el monto requerido para reinversión en la expansión del sistema, que

dependerá de la probabilidad de ocurrencia de un requerimiento de energía y potencia

eléctrica.


126

CAPÍTULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN

CAPITULO 4

COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN.

El costo del kWh en operación, se refiere aquí al costo de producción de energía, se

refiere también al costo marginal de corto plazo, esto es puesto que dicho costo no toma

en cuenta la adición de instalaciones de generación, sino solamente al costo de producir

energía eléctrica con las unidades existentes.

El costo marginal de corto plazo o de energía se lo define también como el costo en el

que se incurre para producir una unidad adicional de energía, o alternativamente el

ahorro obtenido al dejar de producir una unidad, considerando la demanda y el parque

de generación disponible.

En la metodología general empleada para el cálculo del costo marginal de los sistemas

eléctricos - primero se efectúa proyecciones de la demanda, como segundo paso, la

demanda se modela mediante curvas de duración anual, en el tercer paso se simula la

operación del sistema de manera que se satisfaga la demanda, al mínimo costo,

considerando los casos de disponibilidad de las unidades generadoras.

La utilización de curvas anuales de demanda en la metodología implica asumir que los

costos marginales de suministro de energía de un sistema están en función solamente de

la demanda y no del modelo en la que ésta se produce.EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN Í27~ERNESTO BEDÓN


En la metodología para el cálculo del costo de energía se debe tomar en cuenta que los

programas de mantenimiento de las unidades de una central son estacionarios.

Finalmente en la metodología general para obtener el costo marginal de energía CMA5

se encuentra un "precio único" CMAj que resulta para cada situación de abastecimiento

analizado por su probabilidad de ocurrencia Pj como se indica a continuación:

E(CMA) = E CMAj PJ

Obteniéndose finalmente un costo marginal esperado, que como se observa depende de

la probabilidad de ocurrencia de eventos de disponibilidad de las centrales eléctricas.

Para la aplicación de esta metodología entonces, se debe conocer y utilizar herramientas

como:

Conocimiento del tipo de centrales y su probabilidad de disponibilidad.

Despacho económico hidrotérmico de las centrales, esto a fín de obtener un llenado

de la curva de duración de carga al mínimo costo.

EL COSTO DEL k\Vh DE GENERACIÓN 128ERNESTO BEDÓN

CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN

4.1 CARACTERÍSTICAS DE LAS UNIDADES GENERADORAS.

4.1.1 Definición De Términos Básicos.

En la determinación del funcionamiento económico de las plantas ten-nicas los

siguientes conceptos son necesarios:

Consumo de calor.- Se define como una cantidad de calor consumida por la máquina

para diferentes valores de potencia entregada. El consumo de calor se expresa en

unidades de cantidad de calor que pueden ser Btu, kcal o Joules por hora de trabajo.

La potencia de la máquina se expresa en MW. La curva de consumo de calor se puede

usar sin ningún cambio para expresar el consumo (o entrada) de la máquina no en calor

sino en volumen o peso de combustible o si se quiere en dinero. Se pasa de un

consumo a otro por medio de un factor constante de conversión una vez conocido el

tipo y costo del combustible utilizado. El tipo de combustible está definido por su

poder calorífico inferior y su densidad. Debido a que el poder calorífico inferior se mide

en kcal por unidad de peso del combustible, lo ideal sería trabajar siempre con peso y no

con volumen, con lo cual se obvia también el problema de la temperatura del

combustible.

La curva de consumo de calor es una curva cóncava en general creciente a medida que

la potencia aumenta. En la práctica esta curva presenta discontinuidades debidas

principalmente a la acción de las válvulas y las diferentes etapas de las turbinas. La

curva se extiende entre sus límites prácticos mínimo y máximo de la máquina. El punto

máximo puede corresponder o no a la potencia nominal de la máquina. El punto en que

EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN Í29~ERNESTO BEDÓN


la curva cruza el eje vertical o sea el consumo de calor para potencia cero de entrega es

muy importante en la determinación de los costos totales de producción y por lo tanto se

tiene que conocer.

Consumo específico de calor.- Los valores del consumo específico de calor para

diferentes valores de potencia entregada se pueden obtener directamente de la curva de

consumo de calor, dividiendo el valor de entrada por el correspondiente valor de salida

en cada punto.

Hay que notar que las unidades en las que se mide el consumo específico de calor son

por lo general Btu5 kcal o Joules por kWh y no por MWh.

El consumo específico de calor en un punto cualquiera se puede interpretar también

como el valor de la tangente de'la recta del origen al punto en cuestión, en la curva del

consumo de calor; se observa que este valor es mínimo cuando esta recta es tangente a

la curva, .si esta existe antes del punto máximo.

A la curva se la.llama en ingles "Heat Rate".

El consumo específico de calor no es más que una forma de expresar el rendimiento de

una máquina, sin embargo la forma más común es la eficiencia.



Eficiencia.- Se define como el cociente entre la salida y la entrada, o sea a la inversa del

consumo específico de calor, pero cuando ambas cantidades se expresan en las mismas

unidades.

Generalmente la eficiencia se expresa en porcentajes. La curva de eficiencia es convexa

creciente con respecto a la potencia de salida y tiene un máximo en el mismo punto en

que el consumo específico de calor es un mínimo, si existe dentro del rango de

operación de la máquina.

Consumo incrementa! de calor.- a diferencia del consumo específico de calor que se

obtiene al dividir el consumo de calor en un punto entre la potencia entregada en el

mismo punto, el consumo incremental de calor es el cociente de un incremento

diferencial de consumo de calor entre el incremento correspondiente de la potencia

entregada, en un punto cualquiera de operación. También se podría expresar como el

consumo de calor necesario para incrementar una unidad de potencia de entrega de la

máquina. Geométricamente el consumo incremental de calor se puede interpretar como

el valor de la tangente de la curva de consumo de calor en el punto en cuestión.

La curva de consumo incremental tiene una forma similar al del consumo del calor,

cóncava creciente con la potencia entregada. Hay que notar que debido al proceso de

derivación para encontrar la tangente, la información sobre el consumo de calor a

potencia cero desaparece en el consumo incremental de calor de tal forma que no toda la

información es recuperable de la curva de consumo incremental.

EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN ÍJTERNESTO BEDÓN


4.1.2 Unidades De Vapor.

Las centrales equipadas con turbinas a vapor son las que requieren de un mayor costo

de inversión así como también son las que necesitan un mayor tiempo para su

instalación; pero al mismo tiempo este tipo de máquinas son las que ofrecen mejores

condiciones de trabajo con factores de planta elevados, para operar como centrales de

base y media base, funcionando favorablemente a cargas parciales, entendiéndose aquí

la base y curva de duración de carga donde la demanda es sostenida durante el mayor

intervalo de tiempo, esto se explica gráficamente en la figura 6:

MW

D3

D2

DI

CENTRALES DE PUNTA

CENTRALES DE MEDIA BASE

CENTRALES DE BASE

Hl H2 H3

FIGURA 6: LLENADO DE LA CURVA DE DURACIÓN DE CARGA

Un aspecto de importancia en este tipo de máquinas es que permite el empleo de los

combustibles más baratos como el petróleo residual y el carbón lo cual implica un bajo


132


costo de combustible por kWh generado. Asimismo las variaciones del consumo

específico de calor respecto a la carga no son notorias, así como tampoco tienen mayor

incidencia las condiciones ambientales.

Las centrales de vapor presentan muchas variantes que inciden decisivamente en sus

características técnicas y económicas, tales como:

- Tipo de combustible: gas, carbón, lignito.

- Tipo de ciclo termodinámico: simple, regeneratívo, con calentamiento intermedio.

Disponibilidad de una fuente fría: circuito de refrigeración abierto, cerrado o mixto.

Otros usos: calor industrial, calefacción, desalinización de agua de mar, etc.

Estas centrales varían entre tamaños menos de 1MW, hasta plantas formadas por

unidades de 1500MW cada una; son unidades que prácticamente han alcanzado su

madurez técnica.

Analizando el problema asociado con la operación económica de sistemas de potencia

hay muchos parámetros de interés, fundamentalmente, el conjunto de características

entrada - salida de unidades de generación térmica.



ESQUEMA DE UNA CENTRAL DE VAPOR

VAPOR

COMBUSTIBLEGENERADOR A U\A

TRANSFORMADOR

AGUA FRÍA

AIREREFRIGERACIÓN

CONDENSADOR^™ CALIENTE

BOMBA

FIGURA 10: ESQUEMA DE UNA CENTRAL DE VAPOR

El esquema contiene todos los elementos característicos de una central de vapor.

Funcionamiento de la central de vapor:

El combustible y el aire ingresan al generador de vapor o caldera, produciendo el

vapor a presión y temperatura adecuadas. Este vapor se lleva a la turbina en donde se

expande y al hacerlo entrega su energía en forma de movimiento rotatorio a un eje, que

a su vez impulsa al alternador, que produce las corrientes trifásicas que el

transformador se encarga de acondicionar para su ingreso a la red o lineas de

transmisión. El vapor, una vez que entregó su energía en la parte rodante de la turbina,

sale a baja presión y temperatura, e ingresa al condensador, en donde se transforma en

agua mediante el enfriamiento que proporciona una abundante cantidad de agua de

refrigeración proveniente de una instalación adecuada para este fin. El condensador

extrae al vapor, una cierta cantidad de calor que se traslada al agua de refrigeración, y

ésta hace de vehículo del calor para retirarla del circuito térmico. Una vez lograda elEL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN

134


agua a la salida del condensador, una bomba se encarga de inyectarla otra vez a la

caldera para volverla a vaporizarla y repetir el ciclo. La bomba de alimentación de

caldera, por el caudal y temperatura a la que trabaja, es de características adecuadas.

Una turbina típica a vapor puede requerir de 2 a 6% de la salida bruta de la unidad para

los requerimientos auxiliares de potencia necesaria para manejar las bombas de

alimentación de la caldera, el ventilador, etc.

Costo de combustible:

Al definir las características de la unidad se habla acerca de la entrada bruta contra la

salida neta. Esto es, la entrada bruta a la planta representa la entrada total de

combustible medida en MBtu/h, o costo del combustible expresada en unidades

monetarias por hora. La salida neta de la planta es la potencia eléctrica de salida

disponible para la empresa de servicio eléctrico.

En la definición de las características de las turbinas a vapor serán usados los siguientes

términos:

H = entrada o consumo de combustible de la unidad en Btu por hora o MBtu/h.

F = Costo de combustible, que se obtiene multiplicando H por el costo unitario de

combustible.

La salida de la unidad de generación será designada por P, MW netos entregados por

unidad.



La curva entrada salida puede ser obtenida por cálculos de diseño o por las pruebas de

consumo específico. Experímentalmente se determina manteniendo la generación de la

unidad por un valor fíjo determinado y midiendo el consumo de combustible por hora,

correspondiente a esa generación. La medición del consumo de combustible se repite

para distintos valores de la generación y se obtienen así una serie de puntos que

permiten trazar la curva de consumo contra generación. Esta curva puede ser ajustada a

una ecuación no lineal. También se puede usar una serie de segmentos de línea recta.

Las turbinas de vapor convencionales tienen entre 30% y 35% de eficiencia, de tal

forma que el rango de su consumo neto de calor está aproximadamente entre

1 1400Btu/kWh y 98ÜOBtu/kWh (un kWh equivale aproximadamente a 3412Btu).

Costo de arranque:

La duración del arranque es variable en las unidades con turbina de vapor, pero es un

factor importante a tomar en consideración en la elección del ciclo combinado, ya que

no solo se deben tomar en consideración características constructivas, sino también las

condiciones de operación y en particular el arranque cuyo tiempo puede ser variable

para un mismo grupo, según las condiciones que se presenten variando los llamados

arranques en frío y en caliente. Como una idea de los tiempos que pueden tomar a

continuación se da los siguientes datos para una unidad de 250MW que usa combustible

petróleo.



Para un arranque en frío:

• Considerando que el acoplamiento a la red se hace en un tiempo cero

• El encendido se hace en -5.5 horas.

• El arranque de la turbma en -1.5 horas.

-Para un arranque después de una parada de fin de semana (hasta de 48 horas):

• Considerando que el acoplamiento a la red se hace en un tiempo cero (0).

• El encendido se hace en —2.5 horas.

• El arranque de la turbina en-1.0 hora.

Para un arranque después de una parada de toda una noche (hasta de 8 horas):

• Considerando que el acoplamiento a la red se hace en un tiempo cero (0).

« E l encendido se hace en—1.5 horas.

• El arranque de la turbina en -0.5 horas.

Con relación a la absorción o toma de carga por la unidad generadora se pueden dar los

datos siguientes como cantidades indicadoras:

• Si la unidad está en vacío el índice normal de toma de carga es de 1 .TMW/minuto.

• Para arranques en caliente el índice es del orden de 3.0 MW/minuto.

Los costos de arranque incluyen el costo de poner a la unidad en línea. Los costos

.típicos para el arranque que son incluidos son los costos de combustible, costos deEL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 137~ERNESTO BEDÓN


mantenimiento y energía que requiere la turbina. Los costos de arranque son usualmente

considerados en función del número de horas que la unidad ha estado apagada antes de

volver a arrancar. Los costos de arranque están descritos por la siguiente ecuación:

__£<.ST., = TS¡-F¡ + (l-e ^'^-BSi-Fi+MS,Donde:

TSi = energía de arranque de la turbina (MBtu).

DJ = Número de horas en que la unidad ha estado apagada.

ASi - Constante de tiempo térmico.

BS¡ = energía de arranque de la caldera (MBtu).

MS¡ = Costo de mantenimiento en el arranque.

F¡ = Costo de combustible (unidad monetaria/MBtu).

Costo de mantenimiento:

El costo de mantenimiento es generalmente representado en la siguiente forma:

MQ= BMi + Mli PÍ

Donde:

BMj es el costo base de mantenimiento.

MI; es el costo incrementa! de mantenimiento.



4.1.3.- Unidades a Gas.

Si bien competitivamente hablando, el motor diesel tiene un mayor rendimiento

termodinámico, no es menos cierto que las ventajas de las turbinas a gas son evidentes.

Por una parte, la rápida puesta en marcha las hace muy convenientes para atender

cargas de rápida aparición. Por otra parte, las instalaciones necesarias como son obras

civiles y auxiliares, son sumamente reducidas, lo que permite una implementación en

tiempo muy breve. Súmese a esto que el progreso en potencias y rendimientos ha

permitido alcanzar niveles que permiten competir en varios casos de aplicación.

Funcionamiento de las centrales a gas.

FIGURA 11: ESQUEMA DE UNA CENTRAL CON TURBINA A GAS DE

CICLO ABIERTO

ESQUEMA DE UNA CENTRAL COH TURBINA A GAS DE CICLO ABIERTO

COMPRESOR

U AIRE

COMBUSTIBLE


139

CAPITULO 4: COSTO DELkWh EN OPERACIÓN

El aire penetra a un compresor que se encarga de llevarlo a la presión necesaria para

entregarlo al combustor o quemador, en donde se produce la expansión. Con estos gases

se alimenta la turbina propiamente dicha. Es de notar que la turbina acciona al

compresor del cual se sirve, y la energía restante es aprovechable en el eje para

accionar el alternador. El fluido es totalmente expulsado a la salida de la turbina, con

apreciable pérdida de calor residual.

Turbina de ciclo abierto.

Las turbinas a gas del ciclo abierto tienen un rendimiento aproximado del 25%, con

temperaturas de entrada a la primera fila de paletas de la turbina de alrededor de 750C.

Cuando existe algún sistema de recuperación de calor de escape, el rendimiento puede

elevarse al 30% y aún más. Es muy corriente en las turbinas de ciclo abierto que la

velocidad del eje de giro que impulsa al compresor y al alternador simultáneamente

sea superior a 3000rpm, por lo que es menester un reductor de velocidad a fín de

acondicionar esa velocidad a la requerida por el alternador con el menor número de

polos y frecuencia de 60Hz.

Turbina a gas de ciclo cerrado.

El fluido operante recibe calor del exterior por medio de un intercambiador colocado en

el trayecto desde el compresor a la turbina. A la salida de esta y antes de reingresar el

fluido operante al compresor, éste es refrigerado por medio de otro intercambiador de

calor o radiador. La presencia precisamente de este último componente, obliga a estas



instalaciones a disponer de abundante cantidad de agua de refrigeración; y se puede

agregar que el uso de un fluido en circuito cerrado permite la utilización de energía

atómica como fuente de calor.

FIGURA 12: ESQUEMA DE UNA CENTRAL CON TURBINA A GAS DE

CICLO CERRADO

ESQUEMA DE UNA CENTRAL CON TURBINA A GAS DE CICLO CERRADO

FLUIDO CALEFACTOR

V . A

A VFLUIDO REFRIGERANTE

EL COSTO DELkWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN

141


4.1.4 Centrales De Ciclo Combinado.

Muchas de la empresas mundiales y autoproductores están volviendo a la tecnología del

ciclo combinado para nuevas instalaciones. Una central de ciclo combinado gas — vapor,

no es más que una central resultante de la superposición de plantas a vapor y a gas que

se apoyan mutuamente para aprovechar las ventajas inherentes a cada una de ellas.

En una turbina a gas convencional de ciclo abierto los gases de escape salen a una

temperatura del orden de los 500 a 550C, conteniendo así en estas condiciones una

energía remanente equivalente aproximadamente al 70% de la energía inicial del

combustible, que normalmente es desperdiciada en el ambiente.

En un ciclo combinado estos gases se aprovechan en un caldero recuperador de calor

que genera vapor que introducido a una turbina a vapor es capaz de generar una

potencia adicional comprendida entre 40 y 60% de la potencia correspondiente a la

turbina a gas, sin consumo adicional de combustible (ciclo sin combustión en el

caldero).

Las ventajas del ciclo combinado sobre las plantas a vapor son en primer lugar, su bajo

costo específico de inversión, su alta eficiencia térmica, bajo impacto ambiental, precio

favorable de gas natural y corto periodo de construcción.

Otro beneficio de la tecnología de ciclo combinado es que puede ser construido en

fases. La primera fase podría ser la instalación de una turbina a gas para operación de

EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 142*ERNESTO BEDÓN


ciclo simple. Si se requiere de una mayor capacidad adicional, se puede adicionar una

turbina a vapor con una recuperación de calor.

El grado de utilización del combustible resulta del hecho que las unidades de ciclo

combinado aprovechan las ventajas de la turbina a gas y de la turbina a vapor.

Actualmente la eficiencia de estas plantas varia entre 40 y 60% aproximadamente.

Es de hacer notar también que la potencia de la central varía con las condiciones de

presión y temperatura del medio ambiente. Asimismo el consumo específico de calor

varía con la temperatura ambiente.

Por otro lado la variación del consumo específico de calor a carga parcial depende del

número de turbinas.

En cuanto al problema ambiental en centrales a gas de ciclo abierto o de ciclo

combinado se requieren estudios que demuestren el grado de emisión de

contaminantes. La producción de NOx aumenta cuando se incrementa la temperatura de

combustión. Un método práctico es controlar la temperatura de combustión alrededor de

1800K. En general el equipamiento de última generación tiene emisión de

contaminantes por debajo de los límites admisibles.

En lo que se refiere a combustibles, una termoeléctrica de ciclo combinado con gas

natural y de gran capacidad, alcanza la más alta eficiencia térmica en el uso de

combustible y tiene menor dimensión que una equivalente de carbón mineral.

EL COSTO DELk\/h DE GENERACIÓN ^fERNESTO BEDÓN


4.1.5 Centrales Hidroeléctricas.

La energía hidráulica es una de las tantas formas de la energía utilizadas por el hombre

y constituye uno de los recursos primarios de energía con los cuales cuenta la

humanidad. Tiene como característica fundamental, la de ser de naturaleza renovable

Las plantas se construyen actualmente en muy diversas gamas de potencia desde las

más pequeñas, hasta las de mayor tamaño conocido.

Funcionamiento de centrales hidoeléctrícas.

Un sistema de captación de agua provoca un desnivel que origina energía potencial

acumulada. El paso del agua por la turbina permite desarrollar en la misma un

movimiento giratorio que acciona el alternador. El aprovechamiento de un curso de

agua para producir energía eléctrica implica necesariamente adecuar la solución a las

características del mismo. Por esta causa los esquemas típicos de las centrales

corresponden a características como el caudal del río, las condiciones geológicas, o la

configuración topográfica del lugar de emplazamiento.

Las centrales hidroeléctricas tienen características de entrada - salida similares a las

unidades con turbinas de vapor. La entrada es en términos de caudal, la salida en

términos de potencia eléctrica.



FIGURA 13: CURVA ENTRADA - SALIDA DE UNA UNIDAD

HIDROELÉCTRICA

CURSA Í)E ESTRABA 5AUBA D€ ÍÍHA UNiDAD HIDROELÉCTRICA

ENTRADA QALTURA NETA

SALIDA P (MW)

La figura muestra una curva típica de entrada salida para una planta hidroeléctrica

donde la altura neta hidráulica es constante. Estas características muestran una curva

casi lineal de requerimientos de caudal desde la potencia mínima hasta Ja potencia

nominal. Por encima de este punto los requerimientos de caudal se incrementan a

medida que la eficiencia de la unidad disminuye.

La figura muestra características de variación incrementa! del agua. La potencia de una

planta hidroeléctrica es una función no lineal de la altura efectiva del reservorio, caudal

turbinado y eficiencia de generación.


145


4.1.6 Datos Típicos De Unidades Térmicas.

TABLA 10: DATOS TÍPICOS DE UNIDADES TÉRMICAS

MODELO

GT35

GT10

GT8C

GT11N

GT13D

GT11N2

GT13E2

GT24

GT26

CAPACIDAD

rso DE

CARGA DE

BASE (MW)

16.9

24.6

52:8

83.8

97.9

109.2 •

164.3

165

240

CONSUMO

ESPECÍFICO DE

CALOR BRUTO

(Btu/k\Vh)

1066.3

9977

9920.

10371

10564

9975

9560

9099

9029

EFICIENCIA

ELÉCTRICA

BRUTA (%)

32.0

34.2

34.4

32.9

32.3

34.2

35.7

37

37.8

FRECXJE

NCIA

"(Hz)

50/60

50/60

50/60

30 . .

-50

60

50

60

50

EMISIÓN

DE NOx

(PPm)

25

25

25

15

25

15

<25

<25

<25.

Fuente ABB Power Generatíon 1994 (U = 9.478 x KT4).

TABLA 11: DATOS DE TURBINAS DE GAS DE DIFERENTESCOMPAÑÍAS CONSTRUCTORAS.

Modelo detrubina

GE Frame 6W251 B 12

CapacidadISO desalida (MW)

38.349.1

Consumo Específicode Calor para Ciclo 'Simple Btu/kWh

1086010450

Frecuencia Hz

50/6050/60

Emisión de Nox (ppm)

Gas Natural

45/25/2542/25/9-25

CombustibleDiesel N°2

42/42/6565


146


Siemens V64.3GE Frame 7EASiemens V84.2W 501 D5GE Frame 9EABB GT13ESiemens V84.3Siemens V94.2GE frame 7FAW501FGE9FA

60.583.5106.7109.8123.4147.9152

153.6159

161.3226.5

9705104801022010040101009860945010065950094509570

50/606060605050

6050

60

6050

2525/25/9

9

25/25/9-2542/42/9-25

42/25259

9-25/25/925/25/9-1525/25/9-25

4242/42/42

4242

65/65/42-6560/42

4242

42/42/4242

42/42/42

GEWABBSiemens

General eléctric Co.Westinghouse Electric Corp.

ASEA Brown BoveriSiemens Power Corp.

Sacado de Black & Veatch (Publicado en Power Engineering International, Mayo/Junio 1995)

TABLA 12: DATOS DE COMPORTAMIENTO DE TURBINAS DE CICLOCOMBINADO

Modelo dePlanta deCicloCombinado

KA35-1KA10-1KA35-2KA8C-1KA8C-2KA8C-3KA1 1 N-2KASC^KA1 1 N2-3KA11N-4KA1 1 N2-4KA26-2KA13E2-4

Tipo deTurbinade Gas

351035

8C8C8C

11N8C

11N211N11N226

"I3E2

Frecuencía(Hz)

50/6050/6050/6050/6050/6050/60

60

50/60606060

5050

Potenciade Salidade laTurbinaaGas(MW)

16.623.633.151.2

102.4153.5160.5204.7316.6320.9422,1464.4636.3

Potencia desalida de laturbina aVapor(MW)

6.211.912.626.553.881.792.1

109.7178.4185.4237.9259.2347.2

SalidaTotal(MW)

22.835.545.777.7

156.2235.2252.6314.4

495506.3

660

723.6983.5

ConsumoEspecíficode CalorReferido aLHV(Btu/kWh)

7880675578806640660065756770656065006755650058956285

EficienciaBruta de laPlantaReferida aLHV (%)

43.350.343.351.451.751.9

- 50.452

52.550.552.557.954.3

EficienciaNeta de laPlantaReferida aLHV (%)

42.850

42.850.650.951.149.651.251.749.851.756.953.4

Fuente: ABB Power Generation (LHV lower Heating Valué)


147


TABLA 13: DATOS DE FUNCIONAMIENTO DE TURBINAS DE CICLO

COMBINADO

Modelo deTurbinaGEframeABB 11NGE Frame 7EAW501 D5GE Frame 9EGE Frame 7FAGE Frame 9FA

Capacidad deSalida Neta (MW)

657.01119.57122.76154.74180.49227.49325.86

Consumo Espicífico de Calor Neto (Btu/kWh) para LHV

7262719971236997686264996508

Sacado de Black & Veatch (Publicado en Power Engineering International, Mayo/Junio 1995)

TABLA 14: DATOS CARACTERÍSTICOS DE DIFERENTES PLANTAS DEPOTENCIA

Tipo de Planta

Hidroeléctrica

Nuclear

Vapor conDesulfuraciónVapor sinDesulfurización

Turbina a gas

CicloCombinado

Cogeneraciónde Vapor conFGD

CogeneraciónCicloCombinado

InversiónEspecífica(USD/kW)

2000-3000

2600-3500

1300-2000

1000-1600

390-650

600-1000

1400-2000

630-1100

Tiempo deConstrucción(años)

'3-5

'6-8

'4-6

'3-5

'1-2

'2-3

'2-4

'2-4

Eficiencia (%)

80

30-40

37

40

28-35

45-52

70-85

70-85

Combustible

Agua

Uranio

Carbón

Carbón

Gas Natural,CombustibleLíquidoGas Natural,CombustibleLíquidoCarbónBiomasa,Gas Natural,CombustibleLíquidoCarbónBiomasa,Gas Natural,CombustibleLíquido

Utilizadapara:

Carga Baseo PuntaCarga Baseo PuntaDe Media aCarga BaseDe CargaMedia aCarga BaseCarga dePunta

De CargaMedia aCarga BaseCarga Base

Carga Base

Tiempo desde elarranque en fríobasta plena carga(Horas)

1/10-1/4

30-50

"5-8

'5-8

1 / 4

1/2-5/2

'5-8

1/2-5/2


148


4.1.7 Unidades Existentes En El Sistema Eléctrico Ecuatoriano.

TABLA 15: DATOS DE UNIDADES EXISTENTES EN EL SISTEMAELÉCTRICO ECUATORIANO

Características operacionalesNOMBRE p

EFECTIVA(MWJ

PMEDIA(MW)

MIN.TIEMPORETIRODELÍNEA h

MIN.TIEMPOPUESTAENLÍNEA h

heat rate(Btu/kWh)

PorcentajedeMantenimíento por Año

Porcentajede salidaForzada

C.de Arranque($/arranque)

C. TérmicasBATON LLIGUABOLÍVARELDESCANSOMONAYG.HERNANDEZLULUNCOTOCATAMAYOA.SANTOS.G.A.SANTOS.V.TINAJEROGUAYAQUIL G.GUAYAQUIL V.ELECTROQUIL1ELECTROQUIL2ELECTROQUIL3ELECTROQUITOECUAPOWERSE.ECUAPOWERSD.MIRAFLORESNORTEEL CAMBIOMÁCHALAEMELSADLIBERTADPLAYAS 1LIBERTADPLAYAS 2PROPICIABANLORENZOESMERALDASG.ZEVALLOS.G

7.5

1.5189

5.48.4

14.52130

37

L 13

10

85.2

97.6

70

34

96

34

122

11.411.9

617.3

6.6

14

12520

0.5

0.5

0.50.5

0.5

0.50.50.6

0.5

0.60.60.50.6

0.6

0.6

0.6

0.6

0.6

0.50.50.5

0.50.50.5

0.5

0.5

0.50.6

1

1

1

1

1

1

1

22

222

2

2

2

2

2

2

1

11

111

1

1

22

1

1

1

1

1

1

1

2

6

226

2

2

2

2

2

2

1

11

111

1

1

6

2

11.85411.64537.42312.6088.241

10.66811.854

15.4113.27

10.66812.60817.16615.241

10.273

10.273

15.075

13.869

13.869

11.85413.01712.79411.85411.85411.854

12.794

11.854

9.64516.413

10

10

1010

1210108

1788

178

8

8

8

8

8

101010

10

1010

10

10

178

44

4464

435

3335

3

3

3

3

3

3

4

44

444

4

4

53

125

125

125

125

125

125125250

1250250250

1250250

250

250

250

250

250

125125125

125125125

125

125

1250250


149


G.ZEVALLOS.VGUANGOPOLOMÉXICOPASCUALESSANTA ROSATRINITARIAMILAGRORIOBAMBA

12529.5

992.3

45120

9.22.4

0.5

0.60.6

0.6

0.60.50.50.5

222

2

21

• 11

622

2

2111

10.7778.54

26.56911.55814.8979.979

12.60812.06

17128

178

1788

563

5

3533

1250250250

250250

1250250250

HIDRÁULICASNORTE HCUMBAYANAYONGUANGOPOLOHPASOCHOACOTOPAXIAMBATOAU\O.NIZ.GUADBOLÍVARSAUCAY.SAYMIRINSUR

PISA YAMBO 1,2PAUTE A, BPAUTE CAGOYAN 1,2

13.81015

15.3

6.310.8

2,9

11

1.2

38.4

2.435

100

11578

N/A

N/AN/A

N/A

N/AN/A

N/AN/A

N/AN/A

N/AN/A

N/AN/A

N/A

N/AN/AN/A

N/A

N/A

N/AN/AN/A

N/A

N/A

N/AN/AN/A

N/A

N/A

N/AN/AN/A

N/A

N/AN/A

N/AN/A

N/AN/A

N/AN/A

N/A

N/AN/A

N/A

N/AN/A

N/A

N/A

N/AN/AN/A

N/AN/A

N/AN/A

N/A

N/AN/A

10

1010

10

10

101010

1010

108.9

9.7

9.711.4

0.30.30.3

0.3

0.30.3

0.30.3

0.3

0.3

0.30

0.7

0.70.1

N/AN/A

N/AN/A

N/AN/A

N/AN/A

N/A

N/A

N/AN/A

N/AN/AN/A

FUENTE: CONAM, Unidad de coordinación BIRF - PERTAL, Draft Report, Produce 12: Expansión

Plan - Existing and Planned Unit Base Case Modeling Asumptions, Diciembre 10,1997.


150

CAPITULO 4; COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN

4.2 DESPACHO HIDROTERM1CO.

En el análisis económico de un Sistema Eléctrico de Potencia se observa que este

depende de una serie de factores que puedan ser clasificados en tres categorías

principales: de proyecto, de mantenimiento y de operación.

La potencia eléctrica de origen hidroeléctrico es barato si el costo de la transmisión es

bajo. El costo de transportar la energía de una forma u otra depende si la demanda es

continua o intermitente, de la distancia considerada y del costo y facilidades de

almacenamiento.

Si se prescinde de los gastos fijos el costo del kWh producido en centrales térmicas

tienen un valor muy apreciable.

L a operación óptima de un sistema hidrotérmico como es el ecuatoriano, comprende el

predespacho de unidades de producción en cada intervalo de tiempo tal que el costo de

producción total sea minimizado mientras se cumplan restricciones físicas,

operacionales y legales. Dentro de estas restricciones en el caso del Ecuador se tiene

que tomar en cuenta los siguientes lincamientos:

- Que el CENACE realice: - el planeamiento operativo del Sistema Nacional

Interconectado en el ámbito nacional; - la operación del S.N.I. de manera segura y al

mínimo costo manteniendo una buena calidad en el servicio, mediante la



supervisión y control de la red de generación - transmisión, así como, el análisis y

estadística de la operación.

- Las empresas de generación deben: - realizar la operación de la central de una

manera segura, manteniendo la calidad del servicio al mínimo costo, el análisis y

estadísticas de su operación y, participación en las políticas globales de

planeamiento operativo. La programación operativa técnico - económica, deberá

realizarse sobre la base de las unidades efectivamente disponibles en la empresa

generadora.

El problema de coordinación hidrotérmica resuelve simultáneamente el compromiso

de unidades y el despacho hídrico. La programación hidráulica abarca la programación

a largo plazo de la descarga de agua efectuada por los reservónos de regulación anual y

el cálculo de los costos de esperanza marginales. La información es transmitida a la

programación de mediano plazo donde se evalúa el costo marginal esperado de energía

almacenada en cada reservorio como una función de almacenamiento de la misma para

todos los reservónos modelados en el largo plazo. Así mismo se pueden establecer los

lincamientos de los reservónos de regulación mensual La programación de mediano

plazo utiliza una representación más detallada del sistema así como de las restricciones

físicas operacionales. Los influjos de los reservónos son determinados

determinísticamente con los valores pronosticados.

Así para el S.N.I. se toman los siguientes criterios de operación:



Que la ejecución de mantenimiento en las centrales de generación hidráulica se

deberá realizar en la época de estiaje de Enero - Marzo y no en la Noviembre ~

Diciembre por presentarse en esta época la demanda máxima. El mantenimiento de

las centrales de generación termoeléctrica se realiza durante el periodo lluvioso de

Abril - Octubre.

Los embalses Amaluza y Pisayambo, deben estar en sus cotas máximas operables

(1990 y 3564.5 msnm) respectivamente, así como todo el parque termoeléctrico

existente debe estar en condiciones aptas de operación a comienzos de la época de

estiaje.

La potencia instalada en el Paute es de 1075 MW pero se debe considerar una

potencia máxima de 880 MW, valor limitado por restricciones de transporte de

potencia de la línea Paute - Guayaquil.

Que la previsión de los caudales afluentes a los embalses Amaluza, Písayambo y

Agoyan, para las diferentes hidrologías: esperada, seca y extremadamente seca, se

realiza con series históricas de los últimos 29 años.

Los datos y restricciones del S.N.I. son transmitidos a la programación de corto plazo.

EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 15:ERNESTO BEDÓN


4.2.1 Modelación Matemática De Sistemas Hidrotérmicos.

PROGRAMACIÓN HIDROTÉRMICA DE CORTO PLAZO.

Se tiene un sistema hidrotérmico cuando en la generación se encuentran presentes

plantas hidroeléctricas y termoeléctricas, estos tipos de plantas actúan en conjunto para

satisfacer las condiciones de generación del sistema. El despacho hidrotérmico es

mucho más complejo que considerar por separado el compromiso de unidades y el

problema de despacho hídrico. Existen métodos para descomponer la coordinación

hidroténnica dentro de dos subproblemas:

• El despacho hidrotérmico conocido el despacho de unidades térmicas; y luego,

• El compromiso de unidades térmicas.

La coordinación entre los dos subproblemas depende del método de solución

seleccionado.

Los esquemas de descomposición heurística descomponen el problema de coordinación

hidrotérmica dentro de subproblemas hídricos y térmicos. La función de programación

hídrica utiliza la función de costo térmico desde el requerimiento de generación térmica

en la carga menos la generación suministrada por el sistema hidroeléctrico. El

subproblema termoeléctrico resuelve el compromiso de unidades convencionales donde

la generación hidroeléctrica y las contribuciones de reserva hídrica son sustraídas de la

carga y requerimientos de reserva. Estos esquemas se iteran entre los dos subproblemas

hasta que la solución converja. El esquema de descomposición está basado en la



separación de subproblemas de programación hídrica y térmica, haciendo iterativa la

solución coordinano los dos subproblemas entre la función de costo hídrico actualizado

y los requerimientos de generación térmica en cada subproblema.

En un sistema hidrotérmico la programación hídrica a corto plazo se realiza como parte

de la coordinación hidrotérmica. El problema de la coordinación hidrotérmica requiere

solución para el compromiso de unidades térmicas y despacho de generación así como

la programación hídrica. El objetivo es minimizar los costos de producción térmica

sujeto a cumplir con la carga y otros requerimientos de generación. Las características

físicas y operacionales de los sistemas hidroeléctricos y termoeléctricos son modelados,

como también otras restricciones de operación.

La mayoría de los métodos prácticos para resolver el problema de la coordinación

hidrotérmica se basan en métodos de descomposición que comprende los subproblemas

de compromiso de unidades y programación hídrica.

La solución completa se obtiene por coordinación hidrotérmica entre la solución de los

subproblemas del compromiso de unidades térmicas y de programación hidroeléctrica.

Los procedimientos de coordinación dependen del método de descomposición

utilizado. En algunas aplicaciones, el subproblema de programación hídrica puede ser

formulado como un problema de despacho hidrotérmico con variables de decisión

térmicas e hídricas presentes como parte de un problema simple de optimización. Este



es el caso, por ejemplo, cuando los requerimientos de intercambio de área o generación

mínima están presentes.

Debido a que el estado de los reservónos al fínal del periodo de programación afecta

operaciones futuras, el problema hidroeléctrico de corto plazo generalmente incluye un

"valor objeto" para el contenido de los reservónos al fínal del periodo de estudio.

Diferentes formas han sido utilizados para modelar las características de unidades

hidroeléctricas como una función de flujo, altura y otras variables. Algunos

investigadores han utilizado modelos simples los cuales ignoran dependencia de altura.

Una forma general de expresar el modelo en estudio es:

P min . (HN, ) < PH} < P máx(HNl )

Donde:

PHi = es la potencia de salida de la unidad (MW)

qi = es el caudal turbinado.

HNi = es la altura neta.

k = es el factor de conversión de unidades.

i = índice de la unidad.



En el cálculo de la altura HNi algunos modelos toman en cuenta las pérdidas por altura,

las cuales son una función del caudal turbinado.

Los caudales turbinados (flujos) mínimo y máximo de la central (qmín o qmáx), así

como los límites de salida eléctrica de las unidades: mínimo (Pmín) y máximo (Pmáx);

pueden ser dependientes de la altura.

Debido a que el nivel del reservorio puede ser expresado como una función no lineal del

contenido de almacenamiento del reservorio, los modelos de generación hídrica, pueden

ser representados como una función de descarga del reservorio y variables de

almacenamiento.

Debido a que el número de unidades hidroeléctricas es usualmente mucho mayor que el

número de plantas hidroeléctricas, en el problema de optimízación hídrica, la

hidrogeneración es modelada al nivel de planta con la finalidad de reducir la magnitud

del problema y tiempos de solución.

Las ecuaciones de balance de flujo de agua describen la conservación de flujo en los

nodos del sistema hídrico. Estos nodos pueden ser los almacenamientos o uniones de

nos.

La forma general está dada por:



im.\'t m&U,

Donde:

x¡(t) = es el contenido del almacenamiento del nodo i al inicio del período t.

w¡(t) = es la suma de todos los influjos naturales en el nodo i durante el período t.

qmCO = es el caudal controlado a lo largo de la ruta hidrológica m.

Sk = es el flujo derramado a lo largo de la ruta hidrológica k.

Ji5 Mi = son conjuntos de índices correspondientes a los flujos controlados dentro y

fuera del nodo i respectivamente.

Ni, Ki = son conjuntos de índices correspondientes a los flujos controlados, a los flujos

derramados dentro y fuera del nodo i, respectivamente.

Tj = es el tiempo de viaje del agua para la ruta hidrológica j.

Hay límites de almacenamiento y caudales dados por:

2m (OSk(t)>0

El conjunto de ecuaciones de balance de agua, forma un conjunto lineal de restricciones

el cual tiene una estructura de flujo de red.

Para el problema de programación hidrica la forma general de la función objetivo es:



Donde:

con PHi(t) definido por la ecuación:

Lt = representa el valor de la producción de energía hidroeléctrica para el periodo t9 \|/ es

la función que representa el valor de los contenidos del reservorio.

En un sistema hidroeléctrico o predominantemente hidroeléctrico, el problema es

maxirnizar ] sujeto a la generación hidroeléctrica y restricciones de flujo, y balance de

carga. En un sistema hidrotérmico Lt representa el valor de la energía hidroeléctrica, el

cual es determinado basado en los costos de producción térmica, reemplazado o

calculado para completar la carga en el periodo t.

El problema básico de programación hídrica ha sido formulado corno un problema de

optimización a gran escala; esta formulación es apropiada para un método de solución

por programación no lineal,

Min F(xsq)

Sujeto a

Ax + B^ + Cs = WX < JC ¿ X

q<q<q



S>=0

donde:

x = es el vector de estado correspondiente a las variables de contenido de

almacenamiento de los reservónos.

q = es el vector de control correspondiente a las variables de flujo de agua.

s = es el vector correspondiente al derrame de agua.

El negativo de la función F que está siendo minimizada representa el valor total de

generación de hidroenergía en el sistema sobre el horizonte total de] periodo de estudio.

La forma de la función F, y los términos que contiene, dependen de la función objetivo

original que está siendo maximizada, o minimizada. Debido a que la producción de

energía en la planta hidroeléctrica es una función del caudal turbinado y la altura neta,

F, es por lo tanto una función tanto de x como de q. La función F es generalmente no

convexa, por lo que se puede esperar solamente un óptimo no local. La función objetivo

es generalmente separable; esto es porque, para la mayoría de problemas, L;, es una

función total de la producción hidroenergética PH(t).

Los métodos que suelen aplicarse para la solución son:

• Programación dinámica

• Programación lineal y no lineal.

• Gradiente reducido.

• Flujo de redes.



Programación dinámica.

Los métodos de programación dinámica fueron los métodos más antiguos aplicados al

problema de programación hidrotérmica y actualmente se siguen utilizando. Con la

excepción de la modelación del retraso de flujo de agua, la programación dinámica tiene

la ventaja que puede tomar directamente características no convexas, no lineales, y aún

discretas presentes en los modelos hídricos y térmicos. Debido a que los métodos de

programación dinámica pueden albergar modelos complejos y son algunas veces

fáciles de implementar, son apropiados para sistemas hídricos con pocas plantas de

almacenamiento.

Métodos de aproximaciones sucesivas son utilizados para convertir la solución del

problema original el cual comprende un espacio estado de alta dimencionalidad, a una

secuencia de problemas con bajo espacio estado de dimencionalidad. Estos métodos

convergen monótonamente a un óptimo local, el cual es dependiente en la solución

inicial de partida. Sin embargo, no son idealmente confiables para sistemas hídricos con

muchas plantas de almacenamiento acopladas. Los métodos de programación lineal y

no lineal son, por lo tanto, superiores a los métodos de programación dinámica con más

de tres o cuatro reservorios.

Por lo tanto para sistemas hídricos con más de dos o tres reservorios, la aplicación

directa de Programación Dinámica no es práctica debido al excesivo tiempo de

computación y dimensionalidad.

EL COSTO DELkWh DE GENERAC101r 161ERNESTO BEDÓN


Programación lineal y no lineal

Los métodos de programación lineal y no lineal han sido ampliamente utilizados para

resolver el problema de programación hidrotérmica de corto y mediano plazo. El

método lineal requiere que se utilicen modelos lineales o que la función objetivo sea

linealizada cerca del punto de operación nominal, o que las no linealidades sean

modeladas utilizando segmentos lineales y aproximaciones convexas. La mayoría de

métodos de programación lineal aplicados a problemas de programación hídrica

resuelven el problema de optimización con una función objetivo no lineal y un conjunto

grande de restricciones lineales.

Gradiente Reducido.

Este método constituye un procedimiento básico para resolver el problema de

programación hídrica formulado en las ecuaciones:

minF(x,u)

Sujeto a - .

A x + B u = W •

lí < U < U •

EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 162ERNESTO BEí -ÓN


El método de gradiente reducido proporciona, en cada iteración, el punto factible actual

(x,u) dentro de dos conjuntos. El primero de ellos formado por m variables básicas cuyo

conjunto asociado de columnas independientes M forma una base [A,B]; y el segundo,

un conjunto de variables no básicas n-m asociada con el re-stante conjunto de. columnas

Nen[A,B].

Particionando [A,B] por el conjunto de columnas básicas y no básicas (M y N,

respectivamente) y denotando el vector de variables básicas por w y el vector de

variables no básicas por z, donde:

Y=M"!W-M'1Nz ; min ÍÍMT'W-MT'Nz, 2) = f(z)

Método de flujo en redes

Se puede representar un sistema hidroeléctrico como una red con nodos

correspondientes a instalaciones hidráulicas como reservorios, uniones de ríos y plantas

hidroeléctricas; así como áreos correspondientes a flujos en ríos., canales, tuberías y

conductos hidráulicos. La mayoría de aplicaciones de métodos de programación lineal

y no lineal para el problema de generación hídrica han explotado la estructura de red

fundamental asociada con las restricciones hídricas para desarrollar

Gomputacionalmente eficientes algoritmos de optimización.

EL COS rO DEL kWh DE GENERACIÓN 163ERNES. O BEDÓN


4.3 SISTEMA HIDROTERMICO ECUATORIANO

La economía del sistema eléctrico Ecuatoriano y en general de un sistema eléctrico de

potencia depende de una serie de factores que pueden ser clasificados en tres categorías

principales: de proyectos, de mantenimiento y de operación. A continuación se tratan

los factores operativos del Sistema Eléctrico Ecuatoriano.

El sistema hidroeléctrico ecuatoriano tiene sus particularidades, entre los más conocidos

está el problema del estiaje en la central de Paute, problema que se presenta entre los

meses de noviembre y marzo de cada año, produciendo la ubicación de esta central en

la punta de la curva de duración de carga, como se ilustra en las figuras:

FIGURA 14: GENERACIÓN APROXIMADA DE PAUTE EN ÉPOCA DE

ESTIAJE

G E N E R A C I Ó N A P R O X I M A D AD E P A U T E E N É P O C A D E

E S T I A J E

1 0 0 0

5 0 0

M Í N I M A M ED IA

D E M A N D A

M Á X I M A


164


FIGURA 15: UBICACIÓN DE LA CENTRAL PAUTE EN LA CURVA DE

DURACIÓN DE CARGA, EN CASO DE ESTIAJE

MW

D3

D2

PAUTE Y CENTRALES TÉRMICAS A GAS

CENTRALES DÍSEL

CENTRALES HIDROELÉCTRICAS DEPASADA

Hl H2 H3

UBICACIÓN DE LAS CENTRALES EN LA CURVA DE DURACIÓN DE CARGA

FIGURA 16: CURVA DE CARGA SIMULACIÓN S.N.1.19/NOV/97

2000,000 -,

1500,000 -

1000,000 -

500,000 -

/

Tfc- •A-*-•A- A- A'

. A-•A- 1-A-•A-•A •A-^^•*.X

/

AS^**

PAÚTESEUBICA EN LAPUNTA DE LACURVA DECARGA

— A— S.N.I.

HORAS

Debido al problema del estiaje se toman las medidas operativas basadas en las

siguientes asunciones operacionales:


165


Ti- TABLA 17: ASUNCIONES OPERACIONALESPLANTA

PISAYAMEO

PAUTE

AGOYAN

TOTALCAPACIDADINSTALADA

70 MW

1075MW

156 MW

J^LUJODESIGNAD08.3cms

17cms/unidad

60cms

ALTURADESIGNADA

464.6 m

648 ra

147.1 m

TAMAÑODEALMACENAMIENTO

88.1 millonesde m

81.5 millonesde m

5h

TURBINA

PELTON

PELTON

FRANGÍS

UNTDADES

2

10

2

HORASDEOPERACION

NOV-MARZO:1618ABRIL:236MAYO-OCT:1051

fuera delpico:6674 enel pico2086

Fuera depico:7456.5En elpico:1303.5

CARACTERÍSTICASOPERACIONALES

FLUJO DE DATOSHISTÓRICOS 1955-1996NOV-MARZO: 70MW,1 5h/día, 5 días después delllenado del reservorio.MAYO-OCT: 70MW, 8h/dia, 5 dias/semanadespués de llenado elreservorioFLUJO DE DATOSHISTÓRICOS 1964-1996fuera del pico: máximasalida posible llenado elreservorio en el pico:1075MW, 8h/día, 5días/semanaFLUJO DE DATOSHISTÓRICOS 1955-1996Enelpico:156MW,5h/día, 5 dias/semanaFuera del pico: Máximasalida posible enreservorio lleno

FUENTE: CONAM, Unidad de coordinación BIRF - PERTAL, Drañ Report, Produce 12: Expansión

Plan - Existing and Planned Unit Base Case Modelíng Asumptions, Diciembre 10,1997.

Se toman las siguientes medidas operativas:

- Los embalses de Amaluza y Pisayambo, almacenan agua hasta sus cotas máximas

operables (1990 y 3564.5 m.s.n.m. respectivamente9 a comienzos de la época de

estiaje.

- La realización de mantenimiento de la central Paute se realiza en época de estiaje,

en el periodo de enero a marzo puesto que no existe el agua indispensable para su

funcionamiento, el mantenimiento no se realiza en el periodo entre noviembre y

diciembre por presentarse en esta época la demanda máxima.EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN

166


El mantenimiento de las centrales de generación termoeléctricas se realiza durante el

periodo lluvioso de abril — octubre.

Representación de flujo en redes del S.N.I.

Se debe considerar que la potencia eléctrica de origen hidroeléctrico será barata siempre

y cuando el costo de transmisión sea bajo, este es un parámetro de análisis en el S.N.I.,

puesto que las centrales hidroeléctricas están alejadas de las centrales de consumo de

energía.

Las limitaciones en. las líneas de transmisión también deben tomarse en cuenta, la

potencia instalada en el Paute es 1075 MW pero en el programa de operación se

considera una potencia máxima de 880MW. Valor limitado por restricciones de

transporte de potencia de la línea Paute- Guayaquil.

La previsión de los caudales afluentes a los embalses Amaluza, Pisayambo y Agoyan,

para las diferentes hidrologías, esperada, seca y extremadamente seca, se realiza con

series de los últimos 29 años.

La definición del problema de planeamiento operativo depende del horizonte de tiempo

seleccionado, esto quiere decir que en estudios de más largo plazo se acepta

representaciones más simplificadas de los distintos elementos o fenómenos que para

estudios de corto plazo. Igualmente se acepta una mayor simplificación en la

EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN TóTERNESTO BEDÓN


representación de aquellos aspectos que, de acuerdo a la configuración del sistema,

tienen menor incidencia en el costo de operación y en la confiabilidad del mismo.

El modelo de optimización propuesto, considera un mercado determínístico

representado por una curva de duración de carga y afluencias medias mensuales

determinísticas obtenidas por modelos de previsión.

Al realizar un planeamiento operativo de mediano plazo, se considera que el costo

variable de operación está principalmente influenciado por las potencias activas de

generación y ligeramente por los niveles de tensión: o sea, se supone que el costo de

operación es solo función de las potencias activas;

Q=hi(fO

Donde :

fi es la potencia activa [MW] generada en la unidad i.

Q es el costo de operación de la unidad i.

Luego el costo de operación de un sistema hidrotérmico es:

El objetivo es minimizar este costo total de operación.



Representación de centrales Térmicas.

Las centrales térmicas tienen una curva de costo versus potencia del tipo convexa, la

cual puede ser representada mediante aproximación lineal. Las principales restricciones

de este tipo de centrales son:

a.- Capacidad máxima de generación [MW] dada por el dato de placa de la máquina, al

cual se denominará Ck.

b.- Generación mínima [MW], determinada por condiciones propias de este tipo de

centrales, a la cual se le denominará Ck.

c.- Producción máxima [MW], es la generación que la máquina no debe sobrepasar en

un periodo determinado de tiempo. Generalmente se especifica como máximo número

de horas de operación, por ejemplo: 2500 horas/año, 50 horas/mes, etc. Sobrepasar este

límite equivale a reducir la vida útil de las máquinas. A esta producción máxima se

denominará E.

Otra característica de estas centrales es su rendimiento, que se define como kWh

producidos por galón de combustible. Los valores utilizados son generalmente

promedios. A este rendimiento se le denominará r.


CAPITULO 4: COSTO DHL kWh EN OPERACIÓN

Suponiendo un costo lineal hk de producción, lo expuesto se expresa analíticamente:

costo de producción :

Donde :

tfe es la discretización del horizonte de tiempo,

m es el número de díscretizaciones.

k= 1,2,3,.. .,m

Por lo tanto la representación de una central térmica mediante nodos y arcos, se muestra

a continuación.



COSTO

Ck

O

BARRAj DEL SISTEMA

FIGURA 17: REPRESENTACIÓN DE UNA CENTRAL TÉRMICA MEDIANTE

NODOS Y ARCOS

En este modelo se tiene que:

a^ es la distancia del arco, y bien podría representar los consumos propios de la central

térmica.

hp es el costo del arco p que representa la producción energética, puede ser un costo de

penalización agregado al combustible.

La cantidad de combustible necesaria para que la central genere una magnitud de

energía Ep [MWh] vendrá dada por:

gal

EL COSTO DEL kWhDE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN

171


^W^ Representación de Centrales Hidroeléctricas de pasada.

Se consideran Centrales Hidroeléctricas de Pasada a aquellas que no poseen reservónos

o si los tienen su capacidad es pequeña con respecto al horizonte de planeamiento, y

toda el agua que les llega debe utilizarse en generación o en vertimiento.

Se considera que estas centrales tiene una productividad media fija r en kWh/mJ por

tanto no depende de la variación de la caída neta.

Sea q la afluencia promedio en m3/s, durante el periodo de tiempo t en horas, la energía

E afluente a la central es:

E[MWh] = 3.6rQt

Si Ck y Ck son las generaciones máxima y mínima en MW respectivamente, y fk la

generación de la central en MW durante un tiempo tk (horas), deberá cumplirse:



El término V corresponde al vertimiento de la central en términos de energía [MWh], tk

es la discretización del tiempo y m el número de discretizaciones.

Por lo tanto, la representación de este tipo de centrales mediante nodos y arcos se

muestra en la figura 18.

FIGURA 18: REPRESENTACIÓN DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE

PASADA

VERTIMIENTOCENTRAL

DEPASAD A j

RED DE TIEMPO ti

RED DE TIEMPO t2

i RED DE TIEMPO tm

BARRA] DEL SISTEMA

Donde:

hp = Penalización al vertimiento

hk = Penalización a la generación

ak = Factor de ganancia de la generación

v — vertimiento

En caso de ser necesario puede imponerse un límite inferior al vertimiento que ocurre

cuando deben cumplirse requisitos de riego, navegación, etc., aguas abajo de la planta.


17:


~~w^ Aunque el modelo anterior puede representar el equivalente de un sistema de plantas

hidroeléctricas de pasada, estos sistemas pueden representarse en equivalente de redes,

como por ejemplo el caso de centrales hidroeléctricas que descargan sus vertimientos y

el agua producto de la generación en la misma cuenca.

FIGURA 19: REPRESENTACIÓN DE UN SISTEMA DE CENTRALES

HIDROELÉCTRICAS DE PASADA

AFLUENCIA El

VERTIMIENTOVI

AFLUENCIA E2

VERTIMIENTOV2

CENT.RAL1

Ci<fi<Ci

CENTRAL 2

CENTRAL!

\L 2

GENERACIONES 1

T TGENERACIONES 2

El equivalente en redes se basa en que el tiempo que tarda el agua en alcanzar la central

aguas abajo es cero y que la productividad de cada una se mantiene fija.


.74


Representación de Centrales Hidroeléctricas con Reservorio o Embalse.

Se consideran centrales hidroeléctricas con reservorío a aquellas cuyos

reservónos tienen una capacidad apreciable y, por lo tanto, pueden almacenar

agua en épocas lluviosas para ser utilizada en épocas de estiaje.

Se considera que este tipo de centrales tienen una productividad media fija r

dada en kWh/m3, que no depende de la altura neta de caída. La operación de

un reservorio esta dada por la ecuación de conservación de agua:

Y = X + W -G - R

donde :

Y es el nivel final del reservorio.

X el nivel inicial del reservorio.

W es la afluencia al reservorio.

R el vertimiento del reservorio.

Si la central asociada al reservorio genera una potencia fk [MW] durante un

tiempo tk, su producción en un periodo T>tk horas es:

G[MP%] = £/,-/,k=\L COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 175

ERNESTO BEDÓN


Donde :

m es el número de discretizaciones del período T.

Si Q es el caudal medio en m3/s al reservorio durante el periodo T, esta

afluencia en energía estimada será:

E[MWh] = 3.6 rQT

Donde :

r es la productividad media del reservorio en kWh/m3

Si Xm y XM son los niveles mínimo y máximo del reservorio dados en Hm3,

respectivamente, su equivalencia en energía es:

Vm [MWh] = rXm 103

VM[MWh] =

Con estas consideraciones la ecuación de conservación de agua en términos

de energía es:

EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 176ERNESTO EEDÓN


ck<fk<ck

Donde :

Vj, Vf nivel inicial y final del reservorio [MWh]

E afluencia al reservorio [MWh].

fk generación de la central [MW].

&, Ck generación mínima y máxima de la central [MW]

Vm, VM nivel mínimo y máximo del reservorio [MWh].

R vertimiento del reservorio [MWh].

QM capacidad del vertimiento [MWh].

tk duración de ia generación [horas].



Por lo tanto la representación de redes de este tipo de centrales es:

FIGURA 20: REPRESENTACIÓN DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS

CON RESERVORIO O EMBALSE.

AFLUENCIA

VERTIMIENTO R

\

L*-1!* l<AIi"VJ

(Vro,VM,hVll) (Vm,VM,hv,l)• X í A "VTK ,f í~\MAAUV1U i i

^_ A / ^ T T T A T / N /y AC1UAL, ^i i ,̂í

I MÍNIMO ^ ] 1

X1 — ̂ \

^ y 1 CENTRAL •f ^ Y Y

X 1 2 1

lt lt^i

Y ^ Y | ^

2 I 2

hv = penaíización al nivel

hk = penaíización a la generación

Adicionalmente se suponen conocidos el nivel inicial del reservorio y e! nivel

final que alcanza al término del horizonte de planeamiento, lo que quiere decir

que ha sido realizado el planeamiento de largo plazo, que es el que provee los

datos de nivel final.

Representación de Líneas de Transmisión y Transformadores.

Estos elementos tienen como parámetros básicos la capacidad máxima de

transmisión o transformación y las pérdidas que ocurren en cada uno de ellos,


178


En este tipo de elementos la transferencia se realiza en los dos sentidos, por lo

que su equivalente en redes sería como se muestra en la figura 21:

FIGURA 21: REPRESENTACIÓN DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y

TRANSFORMADORES.

Barra i Barra j

PERDIDAS

(o,0,o)

Ck TRANSFERENCIA lr[mw]

(O,O,O)

hp = penalización al vertimiento

ti* = penalización a la generación

Representación de las demandas en nodos del S.N.I.

Las demandas pueden ser representadas por curvas de duración de carga para

cada nodo de demanda. Estas curvas de duración de carga no pueden ser

representadas en su totalidad, por ejemplo, en valores hora a hora con lo cual

para un horizonte de planeamiento de un año se necesitan 8760 valores por

cada nodo de demanda, lo cual computacionalmente no es factible.


179


4.4 DETERMINACIÓN DEL CALCULO DEL COSTO DEL kWhDE GENERACIÓN

En el año de 1996 se registró en. el S.N.I. una generación efectiva de 1305 MW

generadas a través de centrales hidroeléctricas y de 366.5 MW generados por medio de

centrales térmicas, representando esto un 78.05% y 21.93% respectivamente del soporte

de potencia, teniéndose 697709 MWh netos del cual corresponden 78.40% a generación

hidroeléctrica y 21.06% a generación termoeléctrica. Estos datos demuestran la

importancia que tiene en el S.N.I. la generación hidroeléctrica., (cuyos costos de

operación son inferiores a los de centrales de generación termoeléctrica) dicha

generación, establece que el sistema se deba acoger a condiciones operativas

dependientes de la hidrología.

El cálculo de los costos de generación se los puede hacer sobre la base de las

estadísticas de egresos producidos en cada central, método que resulta aproximado si

se piensa en la posibilidad de agregación o desagregación de costos en la generación

debido a una nueva estructura del Mercado Eléctrico, a más de la innovación de

tecnologías y nuevos métodos administrativos en el sector.

Para resumir como el M.E.M. (Mercado Eléctrico Mayorista) operará según la Ley,

suponiendo en primera instancia que el M.E.M. funciona sin contratos a plazo; en este

caso, el CENACE encontraría el despacho al menor costo, del cual resultarán los flujos

de energía de Generadores a Distribuidores. En esta primera suposición el precio estaría

determinado por el costo marginal de generación, y las compras y ventas de energía se

EL COSTO DE.. kWh DE GENERACIÓN " fgrjERNESTO BEL ÓN


liquidarían a dicho precio. Es así, que en este caso los flujos de energía y los flujos de

dinero son totalmente proporcionales entre sí y la liquidación de compras y ventas es

obvia.

Aunque este esquema es factible, tiene inconvenientes de tipo financiero. Por ejemplo,

un Generador estaría sujeto a ingresos variables dependiendo de la hidrología,

pudiendo presentarse (como se ha presentado ya en ocasiones anteriores) largos

periodos con pocos ingresos y costos fijos que no puede evitar, por lo que un

Distribuidor podría verse abocado a periodos sorpresivos de altos precios de compra de

energía.

Para evitar la incertidumbre en los precios de la energía eléctrica, los Distribuidores y

los Generadores pueden acordar contratos de compra y venta de energía que se

superponen a las compras y ventas físicas para establecer como deben asignarse los

flujos de dinero.

Las nuevas tecnologías permiten la inserción al sistema de centrales con mayores

rendimientos, en menores tiempos de instalación, en fin, de menor costo efectivo de

instalación que el estimado para centrales de menor tecnología, permitiendo esto que

nuevos Generadores ingresen en el M.E.M. competitivamente, a este desarrollo técnico

también se añade que los métodos administrativos cambian con el objeto de mejorar el

rendimiento y recuperación del capital, incentivándose la reducción de personal, de



costos de insumos, y haciendo un manejo del periodo de rotación del capital,

involucrándose el cobro por la energía vendida en periodos mínimos.

Cualquier cálculo de costos se lo tiene que hacer basándose en empresas optimizadas,

entendiéndose por empresas optimizadas a aquellas en las cuales exista una proporción

lógica en los ingresos y egresos, además de una eficiencia empresarial; por lo cual

primero se tendrá que hacer un estudio de dichas empresas optimizadas para luego

utilizar el método de egresos en el cálculo del costo del kWh de generación, sin

embargo, en la presente tesis se utiliza dicho método al no existir disponibles mayores

datos acerca del funcionamiento corporativo de las centrales de generación, ni una

función entrada - salida de las unidades que pueda ser aplicada a programas

computadonales como el Power World y por medio de estos determinarse el costo

marginal del sistema.

A continuación se presenta una alternativa de cálculo del costo del kWh de generación

tomando en cuenta parámetros de referencia, dándose la alternativa de variación en un

rango fijado por un mínimo y un máximo.

El método propuesto se basa en cinco pasos básicos:

1. Determinación de la demanda y Plan de Expansión (inversiones y anualidades).

2. Determinación de los parámetros de operación del sistema.

3. Simulación del despacho hidro-térmico.

4. Determinación de costos medios de operación y mantenimiento.

5. Determinación de "precios únicos", costos marginales del kWh.



Estos pasos se encuentran muy ligados entre sí, puesto que para determinar un plan de

expansión se toma en cuenta las necesidades tanto de la demanda como operativos del

sistema, es decir se encuentra involucrado el posible despacho óptimo hidro — térmico,

del cual también saldrán los costos medios de operación y mantenimiento, que servirán

en la evaluación de las diferentes alternativas propuestas para el Plan de Expansión.

En la presente tesis no se determina la demanda futura, ni el Plan de Expansión del

S.N.L, puesto que están sujetos a la nueva estructura del M.E.M. y a su funcionamiento

aún no determinados detalladamente, para la realización de un ejemplo de cálculo del

costo del kWh de generación se utiliza un modelo del S.N.L realizado por el CENACE,

así como el despacho para este modelo.

4.4.1 DETERMINACIÓN DE LA DEMANDA Y PLAN DE EXPANSIÓN.

En general la determinación de la demanda y su pronóstico en vías a determinar el

"Plan de Expansión" del sistema utiliza datos estadísticos. La metodología seguida por

INECEL, denominada Global Sectorial, considera que el incremento de la demanda

nacional tiene una componente característica debido al crecimiento del consumo de los

diferentes sectores o tipos de clientes, y, una componente por el ingreso de cargas

especiales.

Este tipo de previsión, además considera escenarios de cobertura, y obtiene

proyecciones con una pequeña desviación, considerada aceptable; en un mercado

EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN Í83~ERNESTO BEDÓN

;APITULO 4: COSTO DEL k-wh EN OPERACIÓN

competitivo, donde se tendrán que hacer ajustes tarifarios se tiene que tomar en cuenta

la influencia de la elasticidad demanda - precio de la energía en la determinación de una

demanda futura.

4.4.2 DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS DE OPERACIÓN.

Para obtener una simulación del sistema y un despacho económico se requieren ciertos

- Predespacho económico hidrotérmico, este predespacho tiene como objetivo

minimizar los costos de producción de energía eléctrica, se requiere del orden de

entrada y horario de funcionamiento de las centrales de generación.

- Curvas de entrada salida de las unidades generadoras; esto es requerido para

determinar el predespacho de carga, sin embargo no es estrictamente necesario si se

dispone del predespacho económico con fuente en el TNECEL.

- El estado de carga en las barras del sistema es de gran importancia, puesto que con

esto se determina una corrida de flujos, también el despacho económico y la

planificación de operación del sistema.

- En general, todos los parámetros necesarios que se enuncian en este capítulo.

El sistema eléctrico ecuatoriano es un sistema con gran participación de generación

EL COSTO DHL kWh DE GENERACIÓN TsíERNESTO BEDÓN


hidroeléctrica, es por tanto un sistema hidrotérmico. Teniendo en cuenta esto, se

determina el despacho económico para las unidades disponibles en el S.N.I. en

determinado instante de tiempo, para la carga en dicho instante, se obtiene así un estado

de generación, el cual combinado con los costos de operación, que sumados los costos

de mantenimiento y costos fijos determinarán el monto total necesario para producir

esa potencia tomada como constante en el lapso de 1 hora, teniéndose así el costo de la

energía.

En la búsqueda de un despacho económico, el sistema será siempre modelado en un

computador, para lo cual es necesario el conocimiento de los métodos expuestos en este

capítulo, y la reducción del sistema a un modelo representativo, es decir, en el que se

representen los grandes centros de generación y se agrupen por funcionalidad los

pequeños. Es también necesaria la obtención de curvas entrada — salida de las unidades

térmicas, y la analogía a esta de las centrales hidroeléctricas.

Las centrales de generación y más específicamente cada unidad disponible se encuentran funcionando en

el sistema, asumiendo carga o como reserva rodante, la carga asumida por estos cambia, teniéndose una

curva de carga, por lo que se puede tener como puntos de referencia la generación en demanda mínima,

media y máxima, estableciéndose también costos para demanda mínima, media y máxima del kWh. Para

el cálculo, los estados de generación fueron tomados del flujo de carga para demanda mínima, media y

máxima obtenido de INECEL.



4.4.3 DETERMINACIÓN DE COSTOS.

Los costos fijos tienen una gran incidencia en lo que se llama pago por costo de

potencia instalada, dicho pago se lo puede tener como el dinero necesario para asegurar

la recuperación del capital invertido y de costos inherentes a la existencia de la central o

unidades de generación. Tomando así el costo por potencia instalada, el método

expuesto en la presente tesis propone el cálculo de un "costo fijo por hora de

generación"., el cual sería equiparado con el costo por potencia instalada por hora o

"Remuneración de la Potencia Disponible" al que se hace referencia la LRSE (Art. 48

registro oficial N° 43, 1996/10/10) y en el sustituido Reglamento General de la Ley de

Régimen del Sector Eléctrico (Art.48 del RGLRSE, suplemento registro oficial N° 82

del 1996/12/04; ^sustituido por el Reglamento General de la LRSE suplemento registro

oficial N° 182 de 1997/10/28), dicho costo fijo por hora de generación en la presente

tesis será establecido con los costos inherentes a cada central y no con los costos

marginales de potencia instalada.

Es así, por ejemplo que para el cálculo del costo del kWh a una hora determinada se

tiene:

Costo = costo por capacidad instalada [U.S.$/h generada x ( Ihora) + costo

var.íU.S.S/MWhl x Potgenerada [MW1 x Ih

Obteniéndose un costo de funcionamiento de la unidad en una hora.



En la fórmula anterior esta implícito que se está tomando como la potencia de

generación el promedio de la potencia que genera dicha unidad en el intervalo de

tiempo de una hora.

En. la fórmula anterior se encuentran dos términos, el uno relacionado con los costos de

producción y el otro relacionado con los costos fijos ligados a la existencia de la unidad

o central, por tanto se puede decir que existe en la fórmula una parte correspondiente a

costos por capacidad y otra a costos de energía.

Para el caso de una central que recientemente ingresa o se conecta al sistema se toma en

cuenta los costos de arranque y conexión al sistema, por lo que se tendrá la fórmula:

Costos totales = costos por la capacidad instalada x 1 hora + costo arranque + costo

conexión + costos variables [U.S.S/MWh] x Potencia generada |MW] x 1 h

Donde:

Costo de conexión = es obtenido a través de multiplicar el tiempo de conexión por la

generación asignada a la unidad.

Una ves obtenidos los costos totales en U.S.$ estos se dividen para la potencia generada,

queriéndose obtener así la incidencia conjunta de todos los factores en cada kWh

generado, por lo que:



Costos [cent.U.S.$/kWh] = costos totales/ Pot Generada

En caso de que dicha unidad no se encuentre generando, la división se haría por la

potencia instalada, dando así la relación de costo por potencia definida anteriormente.

La división se la hace tomando en cuenta la potencia generada, puesto que las empresas

privadas de generación dentro de un ámbito de competencia, y en mercados

desrregulados deberán recuperar los costos de producción en función de la cantidad de

kWh producidos, es decir, mercadería o producto vendido. Las empresas no

despachadas, tendrían derecho a un pago por capacidad establecido por el CENACE, en

todo caso tomando en cuenta los costos fijos con relación a su potencia instalada.

Analizando la fórmula anterior, se observa que está en cierta forma beneficia a

unidades y centrales que no alcanzan un alto factor de planta puesto que estas a pesar de

su factor de planta recuperarían el capital invertido; téngase por ejemplo el caso de la

central Paute en época de estiaje, para el flujo de potencia analizado (nov. 6 de 1997)

tiene una generación de 12.8 MW en mínima demanda, 356.3MW en demanda media y,

593.2MW en demanda máxima, por lo que se observa que tiene factores de planta de:

12.8MW / 1075MW x 100 = 1.19% demanda mínima

356.3MW / 1075MW x 100 = 33.144% demanda medía

593.2MW / 1075MW x 100 = 55.18% demanda máxima



Factores de planta muy bajos, donde la gran inversión realizada y no aprovechada

encarece el costo del kWh.

Costo kWh Paute = (Pot. Generada [MWh] x costo variable [U.S.S/MWh] x 1 h

+ costos fijos [U.S.S/h] x Ih) / Pot Generada [MW]

Para demanda mínima estiaje (funciona una unidad de la fase AB):

Costo kW instalado = costo[U.SS/h generación] / kW instalado

Costo kW instalado = costo fijo anual / (fp x 365 x 24 / potencia instalada)

" Costo kW instalado = ((61626199 + 70870129) / (0.34 x 365 x 24))/1075000

Costo kW instalado = 4.138 x 10'2 U.SS/kWh

Costo de operación de la central Paute = 0.56 U.SS/MWh

Costo [U.S.S/MWh] = [12.8MW x 0.56 U.S.S/MWh x Ih + 4138 U.S.$/h x Ih] /

[12.8MW]

Costo [U.S.S/MWh] = 323.8 U.SS/MWh = 32.38 cent U.S.S/ kWh

Resultando en un costo alto para una central hidroeléctrica.

Para el caso de demanda máxima en período lluvioso:

Potencia generada: 925.6 MW

Se utilizan 10 unidades, 5 de la fase AB y 5 de la fase C, las cuales tienen un costo de

operación de 0.56 y 0.55 respectivamente, por lo que:



Costo [U.S.S/MWh] = [300MW x 0.56 U.S.S/MWh x Ih + 500MW x 0.55U.S.$/MWh

x Ih +25.6MW x 0.56 U.S.S/MWh x Ih + 4.138 x 104 U.S.$/h x 1 h] / [925.6MW]

Costo [Q.S.S/kWh] =4.52 cent.U.S.S/kWh

Costo este muy diferente al anterior.

En el ejemplo anterior también se observa que el costo por potencia instalada en horas

de mínima demanda estará determinado por centrales de alto costo por recuperación de

inversiones. En las horas de baja demanda la central marginal puede tener un alto costo

de capacidad puesto que como se ha visto puede corresponder a una central

hidroeléctrica (caso Paute - estiaje) o a una central a vapor. Si se aplicase el artículo 48

del sustituido Reglamento General de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico,

suplemento registro oficial N° 82 del 1996/12/04 y debido a que se puede tener costos

de capacidad superiores en las horas de demanda baja a aquellos en las horas de

demanda alta; se crearía incentivos negativos en los Generadores, quienes pueden

declararse indisponibles en horas de punta con el objeto de que sean despachados en

aquellas horas donde la potencia instalada se remunera más.

De acuerdo con lo estipulado en los artículos 79 y 82 del RGLRSE suplemento registro

oficial N°182 de 1997/10/28 (se puede comparar con los artículos 46 y 47 del sustituido

Reglamento General de la LRSE, suplemento registro oficial N° 82 de 1996/12/04), la

energía en el mercado ocasional se valorizará en acuerdo con el costo económico



marginal instantáneo de corto plazo. La central marginal para un área determinada será

definida como aquella que atiende un incremento de carga en dicha área en condiciones

de despacho de mínimo costo, el costo marginal se calculará horariamente.

El cálculo del pago por potencia instalada no deberá ser fijado por el costo marginal de

reserva, puesto que de a cuerdo al análisis realizado este influiría notablemente en el

costo del kWh encareciendo el servicio. Además, el organismo competente según la Ley

deberá establecer las reglas para determinar la capacidad susceptible de ser remunerada

como reserva (Art. 48 LRSE suplemento registro oficial N°43 de 1996/10/10); y la

compensación mensual por el tiempo de puesta a disposición de la capacidad de reserva

y si hubiera excedentes de dicha capacidad, las reglas a seguir para implementar el

proceso licitatorio contemplado en la Ley.

4.4.4 DETERMINACIÓN DEL COSTO ÚNICO.

Se calcula un precio único que equivale a un costo marginal promedio ponderado para

cada una de las situaciones de abastecimiento posibles de la siguiente manera:

Ingresos del Sistema = Costos del Sistema

Con un precio único Con costos marginales de corto plazo

ZCMAj De Te = SCMAe De Te



Donde:

CMAj = Precio único para el sistema j

CMAe = costo marginal de generación para una curva de carga e.

Te = número de horas del escalón e en la curva de duración de carga, con 0<Te < 8760

Como ejemplo el modelo de la curva de duración de carga se simplifica a tres bloques

como muestra la figura 22;

FIGURA 22: MODELO DE LA CURVA DE DURACIÓN DE CARGA

SIMPLIFICADA A TRES BLOQUES

MW

D3

D2

DITel

Hl

Te2

horasH2 H3

TABLA 18: DURACIÓN DE CARGA HIDROLOGÍA LLUVIOSA (jul/97)

Bloque

Mínima demanda

Demanda media

Máxima demanda

Potencia media MW

1017.462

1337.041

1716.72

Duración horas

8

12

4


192


TABLA 19: DURACIÓN DE CARGA HIDROLOGÍA SECA (nov/97)

Bloque

Mínima demanda

Demanda media

Máxima demanda

Potencia medía MW

994.125

1284.983

1688.6

Duración horas

8

12

4

Si se tiene entonces dos casos, hidrología seca e hidrología lluviosa, ambos casos reales,

cuya probabilidad de ocurrencia es alta, se tendrá:

ZCMAj De Te = ECMAe De Te

de donde:

CMAj =(SCMAeDeTe)/ (ZDeTe)

Se obtiene un resultado utilizando los costos marginales mínimos, la misma

metodología se sigue a continuación utilizando los costos marginales máximos.

Con esto se obtiene el costo único para dos alternativas, una con costos máximos y otra

con costos mínimos, se podría decir que estos "costos únicos" serán el límite de

fluctuación del costo esperado del kWh; sin embargo, si se dispone de una probabilidad

de ocurrencia de estos casos se tiene:


193


E(CMA) = ZCMAi Pi

Donde:

Pi es la probabilidad de ocurrencia de este caso, en nuestro ejemplo ocurrencia del costo

mínimo o del costo máximo.

CMA¡ es el costo marginal en cada caso,

en general se puede plantear varios casos, debido a la incidencia de la hidrología,

disponibilidad de las centrales y factores económicos que afecten al sector eléctrico.


CAPÍTULO 5: EJEMPLO DE APLICACIÓN DEL CALCULO DEL COSTO DEL kWh DEGENERACIÓN.

CAPÍTULO 5

EJEMPLO DE APLICACIÓN DEL CALCULO DEL COSTO DELkWh DE GENERACIÓN.

5.1 DETERMINACIÓN DE COSTOS

En la realización de un ejemplo de cálculo del kWh de generación se ha

utilizado un modelo reducido del S.N.I. realizado por el CENACE, así como el

despacho de carga expuesto en el modelo.

Dicho modelo del S.N.I. es una representación unifilar del sistema eléctrico de

potencia, por medio de este modelo en el que constan las principales centrales

de generación eléctrica del país se determina el flujo de potencia en condición

de mínima, media y máxima demanda, así, por medio de este flujo se evalúa la

generación eléctrica en cada unidad generadora. El siguiente cuadro muestra

la potencia asignada a cada unidad, durante el estado de demanda: mínima,

media y máxima, en condiciones de hidrología seca y lluviosa de la cuenca del

río Paute (el diagrama unifilar se muestra en los anexos).


CAPITULO 5: EJEMPLO DE APLíCACfON DEL CALCULO DEL COSTO DEL kWh DEGENERACIÓN.

TABLA 16: DESPACHO DE LAS UNIDADES EN EL MODELO

POT.NOM.MW

78

783

133

29

2929

292973

3737

38,44545

4545

456,66,620

2020

31,214,12,4

23,736,534,4165100100100

108100108108108

1081083535

UNIDADAGOYAN 1AGOYAN 2AMBATO H-f-TC.T. ESMERALDASC.T. SANTOS 1C.T. SANTOS 2C.T. SANTOS 3C.T. SANTOS 5C.T. SANTOS 6C.T. SANTOS VC.T. TINAJERO 1C.T. TINAJERO 2CUENCA HE.QUIL-2 1E.QUIL-2 2E.QUIL-3 1E.QUlL-3 2E.QUiTOESMERALDAS"!ESMERALDAS2G.SANTA ROSA 1G.SANTA ROSA 2G.SANTA ROSA 3GUANGOPOLO DI BARRA HLOJAHMÁCHALA MÉXICOMÁCHALA TMANTA TP.V.G.PAUTE AB 1PAUTE AB 2PAUTE AB 3PAUTE AB 4PAUTEAB5PAUTE C 1PAUTE C 2PAUTE C 3PAUTE C 4PAUTE C 5PUCARÁ 1PUCARÁ 2

DEMANDAHIDROLOGÍA LLUVIOSA

MÍNIMA78,578,52,5

40

0

000

200

02400

00

000

0000

3,8

- 2,20

00

3059,5100100

00

100

100100

0000

MEDIA78,578,59,766

0

00

00

2525

030

0000

0

000

000

4,9

2,90

020

2530,2100100

1000

100

100100

100100

0

0

MÁXIMA78,578,510,6

650

13

120

16

30360

36,400

3434

000

0

00

23,211,72,4

0

015

3625,6100100

100100100100

100100100

3333

HIDROLOGÍA SECAMÍNIMA

41,541,54,8118

0

00

1515

30360

21

390

34,534,5

00

018

1818

24,24,6

' 10,50

00

3012,8

00

000

00

00

0

19

MEDIA4943

5,3

1190

0

000

303131

3739

032,532,5

000

17,517,5

0

24,25,5

7,90

4,617,5

3056,3100

00

0100

1000

00

00

MÁXIMA76768,3

1190

13

122020

30360

51,139

0

3434

03,5

417,517,5

L °24,214,27,9

5

8,121,5

2293,2100100

00

100

100100

00

24,524,5


196

CAPITULO 5: EJEMPLO DE APLICACIÓN DEL CÁLCULO DEL COSTO DEL kWh DEGENERACIÓN.

13,117,130,930,9

29125

1545,8

45,8

31,2

43,4

RtOBAMBA

S.ELENA TSALITRAL 1 G.Z.SALITRAL 2 G.Z.SALITRAL 3 G.C.GASTRINITARIA 1

VERGEL G/MILAGROVICENTINA CUMBAYAVICENTINAGUANGOPOLOVICENTINAHERNÁNDEZVICENTINANAYON

19,50

51000000

0

7

13,50

48,548,5

00

014,48,6

0

10,4

13,44

. 7272000

39

13,1

21,2

39

9,66,5

7272

00

2915,89,5

5,5

11,7

12,26

737300

50,719,9

11,6

2,5

14,9

11,78,5

72,572,5

00

9330,9

18,5

21,5

22,9

Las potencias de generación de las unidades, tiene relación directa con el

costo de operación y mantenimiento, para el cálculo se asume aquí que dicha

generación se mantiene por el lapso de una hora. Los costos medios de

operación y mantenimiento asignados a cada unidad, son utilizados para

determinar un parámetro referente al costo de funcionamiento, dicho costo para

las unidades termoeléctricas esta en relación directa con los precios del

combustible.

A continuación se muestra una tabla con el costo medio de la energía (sin

tomar en cuenta costos de inversión) asociado a cada unidad del modelo:

TABLA 20: COSTO MEDIO DE LA ENERGÍA (SIN TOMAR EN CUENTA

COSTOS DE INVERSIÓN)

PROYECTONOMBREAGOYANHPAUTE ABPAUTE C

POT.INSMW

156500575

POT.MAX.

POT.CAR.

MW137384384

ENE.ANU.ENER.FIR.GWH/A

7021150,51150,5

CMEU.S,$/MWh

0,570,560,55


197

CAPITULO 5: EJEMPLO DE APLICACIÓN DEL CÁLCULO DEL COSTO DEL kWh DEGENERACIÓN.

PUCARÁSR-HIDROECUAPOWER SEECUAPOWER SDMÉXICO EELECTROQUIL32UNID.ELECTROQUITOELECTROQUIL2 2U.STA.ROSA3U.G.ZEVA4TGD260EECUATG/EMELECGUANGOPOLOT/INECELTRINITAR1A1PASCUALES/INECELESMERALDASSRDIESEL1G.ZEVA2 Y 3SR BUNKER1EMELEC V1EMELECGxSU.1

69,2170,9

3448x214,470,4

2470,444,1

20

10870,429,5120

91,5120

101,4120

6330

30

58

67

3448x214,1

69

23,569

43,219,6

105,869

22,6111,289,7114

97,3114

59,228,528,5

209

541242,26684,04

42205,5

103205,5128,7

103

741,7483,5

118,6

827,6628,4798,9341,1798,9207,5199,7199,7

0,550,001,641,642,871,641,981,642,112,450,000,002,912,871,792,682,682,873,203,381,79

(Fuente: CONAM, Unidad de coordinación BIRF - PERTAL, Draf Report, Produce 12:Expansión Plan Existing And Planned Unit Base Case Modeling Assumptíons, Diciembre 10 de1997, Quito-Ecuador.)

Además del costo de operación y mantenimiento se debe considerar el costo

de arranque y conexión de una unidad, para el ejemplo se toman los siguientes

datos:

TABLA 21: COSTO DE ARRANQUE Y CONEXIÓN

TIPOHID.REGHID.PASOCiclo.comb.GasC.Comb. DieselVapor.carbVapor.DieselGasCicloSimpl,Comb.lnt.

USS/ARRANQUE

0

0250

125012501250250125

t CONEXIÓNh00

1666

1

1

t DESCONEXIÓNh0

0

1222

11


198

CAPÍTULO 5: EJEMPLO DE APLICACIÓN DEL CÁLCULO DEL COSTO DEL kWh DEGENERACIÓN.

En los siguientes cuadros se muestran los costos obtenidos para el modelo del

S.N.I. utilizado para el ejemplo. Se debe notar la diferencia entre el costo para

el estado de demanda mínima, media y máxima, dicha diferencia de costos

tiene su explicación en el despacho realizado de cada una de las centrales en

el modelo. Así también se debe analizar la diferencia para los estados; estiaje

(tomado para noviembre 6 de 1997) y época lluviosa (tomado para julio 17 de

1997) de la cuenca hidrográfica del río Paute,

TABLA 22: COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN PARA EL EJEMPLO

LLUVIOSIDAD PAUTE:ESTADO DE CARGA:

COSTO MARGINAL MINCENT.U.S.$/kWh

COSTO MARGINAL MAXCENT.U.S.$/kWh

ALTAMÍNIMA

9.6

10.6

ALTAMEDIA

6.8

7.3

ALTAMÁXIMA

19

20

BAJAMÍNIMA

15.3

16.8

BAJAMEDIA

15.4

16.1

BAJAMÁXIMA

12

12.9

*tctu

17,00

12,00

7,00

•Ser ¡e2

F I G U R A 23 : C O S T O DEL kWh

10 ,63 7,30 20 ,00

E S T A D O DE LA DEM A N D AMu vio so

— * — • S e ríe 1 9 ,60 6,80 19,00


199

CAPÍTULO 5: EJEMPLO DE APLICACFON DEL CALCULO DEL COSTO DEL kWh DEGENERACIÓN.

F I G U R A 2 4 : C O S T O D E L k W h

E S T A D O D E L A D E M A N D AS E C O

Lluvioso Alta, Demanda mínima:

Para (os valores obtenidos en el proceso de cálculo del kWh para el ejemplo,

en demanda mínima y época lluviosa en Paute se tiene la unidad marginal en

la unidad termoeléctrica de la Empresa Eléctrica Ambato.

El costo marginal máximo de operación sería fijado por la central A. Santos

(Vapor) y la central Ambato (Empresa eléctrica Ambato).


200

CAPITULO 5: EJEMPLO DE APLICACIÓN DEL CALCULO DEL COSTO DEL kWh DEGENERACIÓN.

Lluviosidad baja, Demanda mínima:

En el escenario de demanda mínima época de estiaje en Paute, las centrales

termoeléctricas, y las centrales hidroeléctricas de paso se encuentran

funcionando, se tiene un valor de costo del kWh de operación fijado por una

unidad de combustión interna (Guangopolo) y G, Hernández. El costo marginal

tomando en cuenta el costo de potencia instalada vendrá dado por la unidad G.

Hernández (E.E.Q.S.A.).

Lluvioso alto, Demanda media:

El costo marginal de potencia instalada para el ejemplo en este escenario

estará fijado por la central Paute (la cual se encuentra con poca carga). El

costo marginal tomando en cuenta el costo de potencia eléctrica instalada

estaría dado por la central Gonzalo Zevallos (propiedad de INECEL,

denominada también en la presente tesis como Salitral 2)

Lluviosidad baja, demanda media:

El costo marginal de potencia instalada para el ejemplo en este escenario

estará fijado por la central Paute (se encuentra sin despacharse en gran parte

de su potencia instalada debido a condiciones energéticas), la central Máchala

(unidad a Bunker-Díesel, perteneciente a (a empresa eléctrica El Oro) se

EL COSTO DEL kWh Pl- GENERACIÓN 2oTERNESTO BEDÓN

CAPITULO 5: EJEMPLO DE APLICACIÓN DEL CALCULO DEL COSTO DEL kWh DEGENERACIÓN. _

encuentra generando y fija el costo marginal de operación en 15.4 ctvos

U.S.$/kWh mínimo y 16.1 ctvos U,S.$/kWh máximo.

Lluvioso alto. Demanda máxima:

El costo marginal de potencia instalada de central despachada es fijado por la

unidad de EiectroquilS - 1 y ElectroquiiS - 2 con 2.83 ctvos U.S,$/kWh, las

unidades 2, 3 y 6 de la Central Térmica A. Santos solamente en la punta de la

curva de carga por su costo de operación elevado, con un costo de potencia

instalada de 3.07 ctvos U.S.$/kWh.

El costo marginal de operación se encuentra fijado por la unidad Santa elena T

(La libertad y Playas), con un costo de 4.1 ctvos U,S.$/kWh , y , el costo

marginal de generación se encuentra determinado por la anterior central, en

una magnitud de 19.0 ctvos. U:S:$/ kWh.

Para cubrir el incremento de carga arrancan las unidades 2,3,5 y 6 de la

C.T.Santos, Machala-México (Grupos Mexicanos propiedad de INECEL), y las

unidades 1 y 2 de la central La Porpicia (Esmeraldasl y Esmeraldas2) la que

fija el costo marginal de generación en 7.3 ctvos U.S.$/kWh.


CAPÍTULO 5: EJEMPLO DE APLrCACION DEL CALCULO DEL COSTO DEL kWh DEGENERACIÓN.

Para este escenario la unidad 2 de la central La propicia fija el costo marginal

por potencia instalada en 2.4 ctvos U,S.$/kWh.

Para la realización del cálculo del costo del kWh de generación se utiliza

como se ha dicho un modelo del S.N.I. realizado por el CENACE, así como el

despacho para este modelo.

Para el análisis del costo del kWh de generación se ha excluido las unidades

contratadas mediante la modalidad PPA, puesto que estas elevan los costos

marginales a niveles antieconómicos distorsionando los resultados obtenidos.

Analizando los resultados, se observa que en cierta forma las unidades y

centrales que no alcanzan un alto factor de planta recuperarán el capital

invertido; téngase por ejemplo el caso de la central Paute en época de estiaje,

para el flujo de potencia analizado (con la demanda del nov. 6 de 1997) tiene

una generación de 12.8 MW en mínima demanda, 356.3MW en demanda

media y, 593,2MW en demanda máxima, por lo que se observa que tiene

factores de planta de:

12.8MW / 1075MW x 100 = 1.19% demanda mínima

356.3MW/ 1075MWX 100 = 33.144% demanda media

593.2MW / 1075MW x 100 = 55.18% demanda máxima


CAPÍTULO 5: EJEMPLO DE APLrCACIÓN DEL CÁLCULO DEL COSTO DEL kWh DEGENERACIÓN.

Factores de planta muy bajos, donde la gran inversión realizada y no

aprovechada encarece el costo del kWh.

Las condiciones de reserva energética referidos a caudales almacenados y

combustibles hacen que en el sistema se puedan dar condiciones operativas

como despachar unidades térmicas en la base y parte media de la curva de

carga, y unidades hidroeléctricas en demanda pico, produciendo un fenómeno

en el cual a la máxima demanda el costo (y por consecuencia el precio) del

kWh se reduce y en mínima demanda el costo aumenta por estar funcionando

en gran porcentaje centrales térmicas, este caso en el Ecuador se lo puede

tener en el periodo de estiaje.

Para el caso de lluviosidad alta en Paute, la reserva energética permite que

esta central sea despachada en la base de la curva de carga, y en demanda

media, produciendo una baja en el costo del kWh, pero produciéndose un

incremento para el caso de demanda máxima, donde el incremento se debería

al ingreso de centrales para servir el pico de potencia.

En (os anexos se muestran los costos obtenidos para el modelo del S.N.I. Es

importante notar la diferencia en el costo para los estados de demanda mínima,

media y máxima, dicha variación de costos se debe al despacho realizado de

cada una de las centrales en el sistema. Así también es notoria la diferencia

EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 20?"ERNESTO BEDÓN


para dos estados de análisis, estiaje en Paute (Nov6/97) y época lluviosa

Qul17/97).

Una forma alternativa de cálculo de las anualidades son utilizando el C.E.L y el

costo medio de la energía C.M.E. (sin tomar dentro de estos los costos fijos),

parámetros estos utilizados como referencia a nivel internacional. La forma de

cálculo seguida es la siguiente:

Anualidad [U.S.$/h] = (C.E.I. x Potencia instalada x factor de anualidad)/(365 x

24) horas al año.

En los anexos se presentan (os resultados obtenidos,

El cálculo del pago por capacidad no debería ser fijado por el costo marginal de

reserva, puesto que de a cuerdo a los resultados obtenidos este influiría

notablemente en el costo del kWh encareciendo el servicio. Además, el

organismo competente según la Ley deberá establecer las reglas para

determinar la capacidad susceptible de ser remunerada como reserva; la

compensación mensual por el tiempo de puesta a disposición de la capacidad

de reserva y si hubiera excedentes de dicha capacidad, además de las reglas a

seguir para implementar el proceso (¡citatorio contemplado en la Ley.



5,2 DETERMINACIÓN DEL COSTO ÚNICO.

Para el modelo analizado se tiene las curvas de carga del sistema en los días

16 de julio y del 19 de noviembre de 1997, y las respectivas curvas de

duración de carga.

En el análisis realizado se obtuvo los costos marginales para 'demanda

máxima, media y mínima.

En los anexos se muestran las curvas de carga y sus respectivas curvas de

duración de carga para un día típico (miércoles) del mes de noviembre y julio

de 1997.

La duración de la curva de carga está hecha basándose en tres períodos,

demanda mínima, 2 4 - 8 horas, demanda media 9 -17 y de 22 a 23 horas,

demanda máxima de 18 a 21 horas.

TABLA 23:DURACIÓN DE CARGA HIDROLOGÍA LLUVIOSA (jul/97)

Bloque

Mínima demanda

Demanda media

Máxima demanda

Potencia media MW

1017.462

1337.041

1716.72

Duración horas

8

12

4


206


TABLA 24: DURACIÓN DE CARGA HIDROLOGÍA SECA (nov/97)

Bloque

Mínima demanda

Demanda media

Máxima demanda

Potencia media MW

994,125

1284.983

1688.6

Duración horas

8

12

4

Se tienen los casos de hidrología media, seca y crítica, para el ejemplo

realizado se tiene dos casos, hidrología seca (crítica), cuya probabilidad será

tomada como 70% de ocurrencia anual o mayor, e hidrología lluviosa con un

30% de probabilidad de ocurrencia anual o mayor, por tanto se tiene:

SCMAj De Te = ZCMAe De Te

de donde;

CMAj = (ECMAe De Te) / ( S De Te)

Donde:

CMAj = es el costo medio por época, para el ejemplo j-2 época lluviosa o

época estiaje

CMAe = es el costo para cada escalón e de la curva de duración de carga, para

el ejemplo e= 3 demanda mínima, media y máxima.

De = es la potencia media de cada escalón e de la curva de duración carga,

para el ejemplo e= 3 demanda mínima, media y máxima.


207


Te = es el periodo de tiempo o duración del escalón e de la curva de duración

de carga.

Se obtiene un resultado utilizando los costos margínales mínimos, la misma

metodología se sigue a continuación utilizando los costos marginales máximos.

Con esto se ha obtenido el costo único para dos alternativas, una con costos

época de lluviosidad baja y otra con costos época de lluviosidad alta en Paute,

si se dispone de una probabilidad de ocurrencia de estos casos se tiene:

E(CMA) = CMAj Pj

Donde:

Pj es la probabilidad de ocurrencia de del caso j, en nuestro ejemplo j = 2 con

costos época de lluviosidad baja y otra con costos época de lluviosidad alta en

Paute.

CMAj es el costo en cada caso, en general se puede plantear varios casos,

debido a la incidencia de la hidrología, disponibilidad de las centrales y factores

económicos que afecten al sector eléctrico, sin embargo por facilidad en el

ejemplo solo se ha considerado dos casos, estos relacionados con hidrología

seca y lluviosa, con un rango en variación en costos limitado por un costo

mínimo y un costo máximo.

EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 20íTERNESTO BEDÓN


A continuación se presentan ios resultados de este cálculo:

Para el límite inferior fijado por los costos mínimos

TABLA 25: DETERMINACIÓN DEL COSTO MARGINAL MEDIO CMAj

(MÍNIMO)


COSTO MARGINALMÍN CENT.U,S.$/KWhCMAeDeTeLLUVIOSIDAD PAUTE:CMAjPROBABILIDAD DEOCURRENCIACOSTO ÚNICO

ALTAMÍNIMA

9,60

9,60994

8ALTA

10,270,3

13,31

ALTAMEDIA

6,80

6,801285

12BAJA

14,620,7

ALTAMAXIMA

19,00

19,001684

4

BAJAMÍNIMA

15,30

15,301017,5

8

BAJAMEDIA

15,40

15,401331

12

BAJAMAXiMA

12,00

12,001716,7

4

Para el límite superior fijado por los costos máximos

TABLA 26: DETERMINACIÓN DEL COSTO MARGINAL MEDIO CMAj

(MÁXIMO)


COSTO MARGINALMÁXCENT.U.S.$/KWhCMAeDeTe

LLUVIOSIDAD PAUTE:CMAjPROBABILIDAD DEOCURRENCIACOSTO ÚNICO

ALTAMÍNIMA

10,63

10,63994

8

ALTA11,02

0,3

14,21

ALTAMEDIA

7,30

7,301285

12BAJA

15,570,7

ALTAMAXIMA

20,00

20,001684

4

BAJAMÍNIMA

16,80

16,801017,5

8

BAJAMEDIA

16,10

16,101331

12

BAJAMAXIMA

12,90

12,901716,7

4


209


Se podría decir que estos "costos únicos" serán el límite de fluctuación del

costo esperado del kWh de generación; sin embargo, si se dispone de una

probabilidad de ocurrencia de estos escenarios de mercado de tendría:

E(CMA) = CMAj Pj

Donde:

Pj es la probabilidad de ocurrencia de del caso j

CMAj es el costo en cada caso.

Para la aplicación del modelo al cálculo del costo del kWh de generación en el

S.N.I., se puede utilizar el documento de INECEL titulado "Equipamiento de

generación del Sistema Nacional Interconectado" -S.N.I.- DPT/020/97 de

agosto de 1997, donde se indica el parque generador disponible en el país

hasta octubre de 1996. En los anexos se presenta el parque generador

disponible en el ámbito nacional, actualizado a diciembre de 1997, además se

presenta la energía mensual disponible referida a los siguientes escenarios de

disponibilidad:

Hidrología media (50% de probabilidad de ocurrencia anual o mayor),

Hidrología seca (95% de probabilidad de ocurrencia anual o mayor),

Disponibilidad crítica (hidrología con 95% de ocurrencia para todas las plantas

hidroeléctricas; y, para Paute los caudales mensuales mínimos, además este

escenario contempla como margen de reserva, que no estaría disponible la

mayor unidad generadora térmica del sistema actual) (133MW Trinitaria).

EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 2ÍO~ERNESTO BEDÓN

CAPÍTULO 5: EJEMPLO DE APLICACIÓN DEL CÁLCULO DEL COSTO DEL kWh DEGENERACIÓN. _

El estado actual de las plantas generadoras de INECEL consta en ei

documento "Estado de Funcionamiento de las Centrales Térmicas e

Hidráulicas", preparado por la Dirección de Operación del Sistema Nacional

Interconectado -DOSNI- de INECEL .

(Pían de Electrificación del Ecuador, Periodo 1998-2007, Consejo Nacional DE

Electricidad, Junio de 1998, Quito - Ecuador).


CAPÍTULO 6: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

CAPÍTULOS

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

6.1 CONCLUSIONES

Del análisis de los varios métodos y teorías existentes para el cálculo del costo de

generar energía e instalar potencia eléctrica se puede concluir que estos métodos tienen

características diferentes, entre ellas se pueden anotar:

Debido a la politización de las tarifas eléctricas; tío tendrían validez los principios

de cálculo de costos marginales, en especial tomando en cuenta que el sector

eléctrico en nuestro país actualmente se halla en crisis, por lo que el sector requerirá

obtener prósperos beneficios para así recuperar su solvencia, todo esto exigiría un

impacto en la sociedad y en la política de nuestro país.

La necesidad de que cada compañía o empresa de generación calcule sus costos,

implica que tendrá los costos increméntales o marginales del sistema o del nodo solo

como una referencia, pues independientemente de cuanto sean estos la empresa

tendrá que recuperar los gastos incurridos en la producción de su mercadería, en este

caso la energía eléctrica.

EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN " 2\2ERNESTO BEDÓN

CAPITULO 6: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

La nueva Ley del sector eléctrico prevé el uso de costos marginales para las

transacciones en el mercado eléctrico, pero no prevé aún ningún reglamento la

metodología de cálculo de- estos costos ni determina aún nodos. Sin embargo las

empresas de generación tienen que hacer un cálculo de los gastos o costos contables

incurridos en su ejercicio y comparar con los costos marginales que se pudieren

determinar en el nodo por el organismo regulador.

En el sector eléctrico el razonamiento de un producto simple y argumentos construidos

sobre el mecanismo de competencia pueden conducirse desacertadamente.

La generación eléctrica es un caso de producción donde se muestra la presencia de una

economía de escala, puesto que se reducen los costos si se tuviese un factor de planta de

cercano a uno. Esto lleva a expresar también que una industria eléctrica de generación,

que logre reducir los costos masifícando su producción, tendrá una estructura de costos

decreciente, explicando esto con mayor claridad, si se tiene que el costo total de

producción de un número determinado de mercaderías es menor o igual que el costo

total de producción de un número mayor de mercancías, se presenta la subaditividad de

costos. En la presencia de costos subaditivos y/o economías de escala, la noción

tradicional de competencia se torna redundante.

Si la producción de energía en escala en una determinada región prueba ser tan barata

como la producción de varias pequeñas compañías, es generalmente cierto que:



El número eficiente de empresas dando servicio en el mercado no puede exceder el

número requerido por el mercado.

La industria eficiente incluye, como mínimo, una empresa grande abasteciendo una

mínima parte del mercado. Consecuentemente., no será eficiente reemplazar una

empresa grande con empresas pequeñas especializadas.

Además con costos decrecientes la disciplina ejercida por competencia potencial será

reducida' a. cero. Esto se debe a que costos decrecientes participan contra entrada y

salida.

En el sector eléctrico ni en promedio ni en el margen existe una unidad de electricidad

homogénea que pueda servir como estándar para contabilidad de costos, precios y

tarifas. Sin embargo, las demandas de centrales de generación son distintas y sus costos

cambian en concordancia con el orden del despacho de carga, dependiendo de dos

factores, la curva de duración de carga y la mezcla de capacidad instalada.

En- el mismo ámbito,, puede, ser imposible aislar el impacto del costo específico del

cambio en la curva de demanda. El cambio en la curva de duración de carga puede

afectar por completo el despacho económico y en consecuencia cambiar el costo

promedio a través de todas las demandas dependiendo de su importancia dentro de la

curva.

EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN . 214ERNESTO BEDÓN


Por otra parte, con economías de escala, el costo total de proveer un conjunto de

demandas excede la suma de costos increméntales de demandas esnecíficas. Así mismo

en ía. nresenCÍS. de IOS COmUne5 CnQtnc fíí*"^ ^ prTinnrníac Hp pccaln la cuma rtnrtHprsiHaf •"•*"•"•* " *•""*•*•"**••'-' —V"-^-" "J.-,— — VVU*.W11..^».U _„ u^ . , ,„. _,*....^ f""—•.———•

de costos marginales específicos del producto caen por debajo de los costos totales.

Luego, la ubicación de precios y costos a través de las demandas es una tarea compleja

que no se efectúa con la ayuda de la aritmética de un producto simple.

En la estrategia de ñjar o imponer tarifas, se tienen que observar;

El impacto social.

Implicaciones financieras y contables.

Consideraciones de igualdad.

Requerimientos de información (mediciones energéticas).

La necesidad de leyes y reglamentos, así como también los incentivos necesarios

para implementar la estrategia.

Básicamente, las estrategias de la electricidad tomada como un producto compuesto

tiene que negociar con una variedad de intereses y objetivos.

En teoría el precio de tiempo de uso y el costo marginal de corto plazo se ajustan a las

características del sector eléctrico, logrando las mejores metas de eficiencia.

Estrictamente hablando, esta propuesta, mantenida en un contexto de equilibrio parcial,

puede no ser válida si se toma en cuenta la macroeconomía.

EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 215ERNESTO BEDQN

fc-

CAPÍTULO 6; CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Si el método de costos marginales expone la utilidad a pérdidas financieras, este método

podría no ser permanentemente necesario para la eficiencia económica; en realidad, este

método podría ser igualmente ineficiente. Así, para que la metodología de precios en

base de costos marginales sea la mejor en el crecimiento de eficiencia, deben estar

ausentes las distorsiones financieras.

De cualquier manera, si la metodología de costos marginales prueba ser factible y

económicamente eficiente es difícil que funcione debido a lo concerniente a criterios de

bienestar social. Una distribución de eficiencia implica que los mercados son

transparentes, lo que en la práctica se logra muy difícilmente.

El nuevo modelo de comercialización de la energía eléctrica se basa en el cálculo de

costos marginales, los cuales serían determinados sobre la base del costo de generación

de la unidad marginal. La validez de una tarifación basándose en costos marginales se

verá afectada en nuestro país, por las características del sector eléctrico, una de ellas, es

que el sistema es deficitario, necesita grandes inversiones, y a fin de soportar la

demanda máxima en épocas de sequía (cuenca del Paute) se ha afectado el despacho

económico haciendo funcionar durante horas no pico centrales costosas" en lugar de

hidroeléctricas, con lo que se consigue el almacenamiento de agua, necesaria esta para

la generación en horas pico.

Lo anterior muestra que en el caso de Ecuador, y en general que cada país tiene sus

particularidades diferentes, por ejemplo comparando con otros países se tiene:



TABLA 27: CAPACIDAD INSTALADA POR TIPO DE PLANTA [MW]

ARGENTINA

SOLIVIA

COLOMBIA

CHILE

ECUADOR

PERÚ

HIDRO

6610

0

6707

3099

1471

2395

TERMO

10172

155

2892

2050

808

1706

GEOTERMO

1

0

0

0

0

0

NUCLEAR

1018

0

0

0

0

0

TOTAL

17801

155

9599

5149

2279

4101

TABLA 28: GENERACIÓN POR TIPO DE PLANTA [GWh]

ARGENTINA

SOLIVIA

COLOMBIA

CHILE

ECUADOR

PERÚ

HIDRO

19202

1351

22136

17606

5126

9783

TERMO

26883

1061

13857

3891

2094

3349

GEOTERMO

0

0

0

0

0

0

NUCLEAR

8778

0

0

0

0

0

TOTAL

54864

2412

35993

21497

7220

13132

(Datos obtenidos de: Energy Statics, OLADE, versión N° 5, Quito- Ecuador, julio 1993)

Solivia tiene un sistema termoeléctrico, condición que facilita el despacho económico

por las características no diferentes entre tipos de generación.

Perú tiene un 58.4% de potencia hidroeléctrica comparada con toda su potencia

instalada, y un. 74.49% de la energía generada proviene de centrales hidroeléctricas.


217

CAPÍTULO 6: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

-rColombia tiene un 69.8% en potencia hidráulica instalada con relación a su potencia

total instalada y un 61.5% de la energía generada proviene de centrales hidráulicas.

En el Ecuador se tiene 64.5% de potencia hidráulica instalada y 70.95 de la energía

proviene de centrales hidráulicas, diferenciándose con Perú, por la existencia del S.N.I.

(anillo interconectado), y de Colombia puesto que el 61.5% (en relación con el 69.8%

Potencia hidráulica instalada) es energía de centrales hidráulicas.

Particularidades del Sector Eléctrico Ecuatoriano señaladas anteriormente como;

Sistema hidrológico

Generación en potencia y energía hidráulica mayoritario

Necesidad de grandes inversiones

Se suman al hecho de que en el Ecuador no se han respetado los planes de expansión del

sistema enmarcados dentro del "Plan Maestro de Electrificación", por lo que el futuro

del sector es incierto y no cuenta con una programación certera de ejecución de futuras

centrales de generación.

La aplicación estricta de la teoría de costos marginales establece los costos marginales a

corto y largo plazo, sin embargo se puede tratar de asociar dichos costos marginales

debido a potencia por separado a los de energía, obteniéndose costos marginales de



potencia y costos marginales de energía, pero debe considerarse que esta distinción no

puede separar en costos solamente debido a potencia ni solamente debidos a energía.

El proceso de fijar una tarifa no es un procedimiento estrictamente contable, sino uno

muy complejo, para el cual no solo existe la metodología de costos marginales, los

cuales además de ser complicados de calcular, debido a que dependen de una función de

costos no conocida, requieren de la instalación de equipos de medición y

comunicaciones que permitan disponer de la información en tiempo real para

determinar y evaluar el estado del sistema.

Para la obtención del pronóstico de la demanda de energía y potencia en el sector

eléctrico ecuatoriano no se ha tomado en cuenta la elasticidad demanda - precio, puesto

que el precio de la energía eléctrica en el Ecuador ha sido fijado políticamente, sin tener

grandes variaciones de año en ano, sin embargo el nuevo esquema exige la eliminación

del subsidio general remplazándolo por uno focalizado, lo que provocará el incremento

de precios y un efecto importante de esta elasticidad en la proyección de la demanda.

La simulación del Sistema Nacional Interconectado .utilizando paquetes

computacionales debe tomar en cuenta un modelo aproximado de este, dicho modelo

pennitirá obtener costos marginales por nodo, por área, por sistema, y las transacciones

energéticas que serán necesarias realizar, dentro de un marco de despacho económico.

EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN ' 219ERNESTO BEDÓN


Se tiene que tomar en cuenta que un despacho económico no solo depende de los costos

de generación, sino de las restricciones y características del sistema eléctrico, puesto

que en el sistema eléctrico ecuatoriano se producen condiciones críticas como la de

escasez de energía por el estiaje, la incapacidad de generar en Paute su potencia máxima

por restricciones de transmisión (esto en periodo lluvioso), dichas condiciones obligan

a condiciones particulares como que el porcentaje de generación hidroeléctrica aumente

en horas pico reduciendo o manteniendo la generación térmica, lo que se verá reflejado

en el costo del kWh a hora pico, implica también que los costos marginales de

suministro de energía de un sistema no están en función solamente de la demanda, sino

también del modelo en la que esta se produce.

El cambio en el sector eléctrico traerá como consecuencia el impulso investigativo

dentro de las empresas de generación, puesto que se requerirá determinar parámetros,

características y datos varios para la optimización de la generación, entre estos como

ejemplo se tiene: función consumo de calor, en ciencia, autoconsumo, tiempo de

conexión y desconexión del sistema, etc..

En el cálculo del kWh de generación se ha supuesto que el costo de operación es

función solamente de las potencias activas, sin embargo en el nuevo esquema de

competencia en la generación se debe tomar en cuenta la generación de reactivos

dándole su importancia en la consecución de calidad del servicio.



Difícilmente se puede generalizar una fórmula matemática para su aplicación en la

determinación del costo de instalación de diferentes tipos de centrales de generación,

aún si las centrales fuesen del mismo tipo y tecnología cada proyecto tiene sus

características diferentes de otros, así como también se lo realiza en lugares diferentes,

bajo condiciones económicas y financieras diferentes.

Es apreciable el impacto del tamaño de las unidades de generación en la confíabilidad

del sistema y en el costo de producción por lo que cualquier método de cálculo de costo

probabilístico y nuevos algoritmos basados en el costo de producción probabilístico que

toman en cuenta la adición de grandes o pequeñas centrales de generación deberán

tomarlo en cuenta.

El cálculo del costo del kW instalado puede convertirse en un problema de

planificación, donde las alternativas de expansión dependerán de la probabilidad de

ocurrencia de un requerimiento de energía y potencia eléctrica, además, la

determinación de dicho costo debe tener en cuenta que en el mundo real las unidades

de generación, generalmente consideradas para la expansión no tienen una capacidad

en números continuos, es decir su capacidad esta en tamaños enteros. Para determinar la

capacidad de las plantas a instalarse, se tiene que aceptar que la instalación de una gran

central puede encarecer el costo del kW instalado si no esta de acuerdo al incremento

de la demanda, pero sin embargo, esta central "grande" puede compartirse con otros

sistemas, dando la posibilidad así de reducir el costo de instalación, utilizando una

central grande (aplicación de economía de escala).



Cualquier método que se utilice para tratar de resolver el problema de planificación y

expansión del sistema, está expuesto al error, desde por ejemplo: la asunción de las

curvas de entrada - salida de las unidades a ponerse en servicio, la probabilidad de

salida de servicio (compuesta dicha probabilidad de salidas forzadas y la de salidas de

mantenimiento), los derating de las unidades los cuales son aleatorios en la naturaleza,

todos estos, parámetros importantes en la búsqueda de la solución, y que no pueden ser

sino asumidos en vías a encontrar la planificación futura y los planes de expansión del

sistema.

En un mercado competitivo, donde se tendrá una incertidumbre acerca de la demanda

futura, el corto tiempo de instalación de las unidades y la rapidez de recuperación de

capital invertido reducen las desventajas económicas de las unidades grandes.

Escoger el tamaño óptimo de las unidades en el plan de expansión de la generación es

un difícil problema, donde se tiene que tomar en cuenta entre otros factores, los

requerimientos de mantenimiento, características operativas y de flexibilidad del diseño.

El método de cálculo del costo de generación del kWh, podría utilizar más puntos que

los tres utilizados en el capítulo 5, es decir, utilizar la curva de carga con 24 puntos de

demanda, y con el despacho realizado para cubrir cada uno de estos puntos, determinar

el costo margina], y luego el costo único diario; así mismo, se podría tomar cuatro casos

de incidencia de hidrología en lugar de los dos tomados (lluvioso, sequía o estiaje), cada

uno con una probabilidad de ocurrencia. De esta forma se logrará tal vez un análisis y

EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 22ÍERNESTO BEDON


determinación del costo marginal de generación del kWh diario más aproximado al real,

así como un pronóstico acertado al futuro costo de generación del kWh.

Mediante el análisis de los costos de generación del kWh de cada una de las centrales en

el modelo utilizado se deduce que en un sistema en el cual la carga cambia rápidamente

se requerirá gran cantidad de potencia de reserva, por lo que se encarecen los costos.

También se observa que debido a una forma de la curva de carga donde los picos son

elevados, se tiene que despachar centrales o unidades costosas, sumándose a esto los

costos de arranque y conexión; lo que produce costos altos de la energía en el pico.

Existen centrales en el modelo, las cuales tienen valores grandes del costo del kWh,

puesto que no generan la potencia efectiva de que son capaces, existiendo un bajo factor

de utilización, esto hace que se recupere la inversión "ociosa" en el costo del kWh

generado.

Para el análisis del costo del kWh de generación se ha excluido las unidades contratadas

mediante la modalidad PPA, puesto que estas elevan los costos marginales a niveles

antieconómicos distorsionando los resultados obtenidos.

El costo del kWh de generación obtenido para la época de baja lluviosidad en Paute,

refleja la incidencia de esta en la operación del sistema, puesto que en el pico tiene un

costo del kWh de generación relativamente menor que para el caso de demanda media,

identificándose esto con la entrada en operación de Paute suministrando la potencia

EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN " 223ERNESTO BEDÓN


necesaria para sostener la demanda máxima, y luego para e] resto de demandas saliendo

de operación varias unidades para represar agua en su embalse.

El modelo utilizado para el ejemplo contiene varias centrales que difieren por su tipo,

sus costos y producción de potencia y energía eléctrica, estas características hacen que

el cálculo se acerque al costo real de cálculo del kW y kWh, constituyendo un ejemplo

explicativo y detallado de la metodología de cálculo.

Para obtener el costo de generación se debe tener, datos del manejo económico de las

empresas de generación, las funciones de costo de las unidades, conocimiento de la

magnitud de las variables que afectan la vida útil de las instalaciones, un plan de

inversión, todos estos de difícil pronóstico por lo cual no conviene decir que el costo de

generación determinado es exacto, siempre dependerá como se ha dicho de varios

factores.

Sobre la base de los criterios indicados conviene la utilización del término: costo

referencial de generación, con la explicación de que el costo de generación real cambia

dependiendo del tipo de central, y tal ves incluso del tipo de administración de la

central.

El costo del kWh de generación se puede determinar con los costos marginales para

demanda mínima, media y máxima para el estado hidrológico lluvioso esperado, y

valores para demanda mínima, media y máxima para el estado hidrológico lluvioso


CAPITULO 6: CONCLUSIONES Y RECOMEND ACIONES

esperado, siendo un total de 6 valores de costos marginales, esto no implica que solo se

puedan tomar seis valores costos marginales para el cálculo, sino que podrían tomarse

otros 6 puntos así como su probabilidad de ocurrencia.

La LRSE y el RGSRGLRSE prevén la realización de reglamentos, regulaciones y

normas como por ejemplo:

Reglamento de Sumiriistro del Servicio Eléctrico,

- Reglamento de Importación y Exportación de Energía,

Reglamento de Funcionamiento del Mercado Eléctrico Mayorista,

Reglamento de Funcionamiento y Constitución, del Directorio del CENACE,

Regulaciones sobre Seguridad y Protección del Medio Ambiente

En dichos Reglamentos está pendiente la posibilidad de fí ¿ación de cláusulas en

contratos a plazo realizados entre Generadores y Distribuidores, Generadores y Grandes

Consumidores, Distribuidores y Grandes Consumidores, que permitan la actualización

del costo del kWh y kW de generación antes de la finalización de dicho contrato. Para

los Consumidores finales se puede prever la aplicación de tarifas estacionales.

6.2 RECOMENDACIONES:

Es ..evidente la falta de capacidad del estado para invertir en el sector eléctrico,

delegando a través de Ley a la empresa privada esta responsabilidad, frente a esto es

innegable la necesidad de que exista una participación del sector privado en la ejecución

EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 22?ERNESTO BEDÓN


de nuevos proyectos para el desarrollo de la industria eléctrica, por lo cual es menester

contar con un marco legal en el menor tiempo posible que proporcione reglas claras

que garanticen la inversión y que posibiliten un ambiente de confianza para la ejecución

de sus actividades.

El espíritu de la Ley y Reglamentos debe ser el de propiciar la capitalización de las

empresas de generación, más no solamente la venta de los activos de las mismas,

El desarrollo del sector eléctrico debe estar enmarcado en una línea general de ahorro de

combustibles fósiles y de maximización de la explotación de energías renovables, por

ello la planificación debe ser obligatoria para el desarrollo del enorme potencial de

energías renovables con las que cuenta el país.

El nuevo modelo de Mercado Eléctrico tendrá que tomar en cuenta todas las

particularidades del sector eléctrico ecuatoriano, tanto en cuanto a medios de

producción de la mercancía electricidad (Potencia y Energía), como en cuanto a los

requerimientos del mercado (demanda - precios), conviene también la adopción de un

sistema de focalización de subsidios que pudiesen estar presentes en el sector y un

método de evaluación del beneficio social que produzcan.

La nueva estructura u otro marco legal deberá especificar si el costo marginal tomado

como referencia es el de nodo o el de sistema, puesto que podría existir una diferencia

considerable entre estos, el nuevo esquema de competencia en la generación debe tomar



en cuenta la generación de reactivos a través de los Reglamentos, dándole su

importancia en la consecución de calidad del servicio.

En esta tesis se ha analizado la metodología para el cálculo del costo del kWh de

generación, dicho método, ha tomado los valores de arranque, de conexión y de parada

como fijos, sin embargo estos no lo son, dichos métodos reflejan costos relacionados

con el calentamiento, estrés térmico y desgaste de equipos. Por esto es importante y

recomendable la realización de tesis e investigaciones específicas para estimar los

costos de arranque y parada en las centrales del S.N.I. así como una modelación

matemática de estos.

El país se beneficiaría económicamente mediante la reducción del costo del kWh de

generación y la reducción de las inversiones necesarias para mantener un rango de

reserva grande, para esto se debe buscar un método para mejorar la curva de carga del

sistema eléctrico ecuatoriano, surge entonces la necesidad de plantear trabajos de

investigación multidiciplinarios a fin de encontrar la manera de mejorar la forma de la

curva de carga y evaluar los beneficios económicos que se lograrían con esto.

Para la realización del cálculo del costo del kWh y kW de generación en el Ecuador se

debe realizar un estudio de las características de entrada - salida de las centrales de

generación, tanto de las termoeléctricas e hidroeléctricas, con el fin de obtener una

modelación del Sistema Eléctrico Ecuatoriano que permita la realización de una

simulación de despacho económico.



La realización de un despacho económico del sistema, debe comenzar una etapa de

análisis de costos, medidas operativas y optimización que permitan delimitar en parte

los indicativos del Plan de Expansión. Así mismo, se debe realizar un análisis de la

elasticidad demanda - precio, para determinar el crecimiento de la demanda y

pronóstico del mercado eléctrico.

Estudios de las variables económicas que afectan el consumo de energía eléctrica, y en

consecuencia la forma de la curva de carga deberán ser realizados, con el fin de

aplicación de planes para el ahorro de energía y reducción de la demanda pico en el

sistema, demanda esta que es responsable de la necesidad de instalación de gran

capacidad de generación y su respectivo costo.

Es recomendable la realización de estudios de transacciones energéticas entre el

Mercado Eléctrico Ecuatoriano y mercados eléctricos de países de la región,

principalmente Colombia y Perú, tanto en la parte económica como de ingeniería

eléctrica.

Luego de encontrado el costo del kWh de generación, conviene identificar las causas

por las que este valor podría cambiar, la realización de estudios de sensibilidad podrán

ayudar en el pronóstico del costo de generación a futuro, así como la identificación de

parámetros factibles de modificar para así obtener una reducción en el costo del kWh de

generación.



Los costos de generación son un componente de la tarifa final que deberá pagar el

Consumidor, por tanto luego de encontrar el costo de generación, se inicia un proceso

de cálculo, en donde se toma en cuenta la incidencia de costos de Transmisión,

Distribución y Comercialización, que además deberán tomar en cuenta el uso final de la

energía, como un bien de consumo o un bien de producción, y la clasificación del

usuario tomando en cuenta, no su nivel de ingresos sino el nivel de gastos que realice y

los servicios a los que tiene acceso como indicadores mas certeros de su condición

económica.

Es recomendable la realización de un estudio de rentabilidad económica de cada una de

las centrales de generación en el sistema eléctrico ecuatoriano, con la finalidad de

determinar el costo del kW instalado, tomando en cuenta criterios como el de negocio

en marcha, demanda insatisfecha, y otros que ayudarán a atraer la inversión en nuevas

centrales, así como la compra de acciones de las compañías generadoras ya existentes.

Se debe difundir a Consumidores, Distribuidores y Generadores los costos de

producción de energía eléctrica, de servicio al usuario, y las nuevas reglas del Mercado

Eléctrico.

Es necesario el análisis del caso en el cual el costo del kWh de generación fijado a

través de contrato, y reflejado al usuario daría la impresión de que el usuario está

subsidiado cuando la producción de energía eléctrica es en periodos de precios altos de

combustible o baja disponibilidad hidrológica, y beneficiando al productor en épocas de

EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN " 229~ERNESTO BEDÓN

CAPITULO 6: CONCLUSIONES Y RECOiMENDACIONES

alta disponibilidad hidrológica o bajos precios de combustible, esto puede ser cierto,

pero no se ha tomado en cuenta factores económicos, como son la tasa de interés, el

periodo de rotación de capital en la empresa, que podrían afectar un tanto la noción

anterior, produciendo beneficios adicionales o pérdidas a la empresa de generación o

distribución.

En el nuevo esquema, el costo de producción de energía y potencia eléctrica será

transferido en su totalidad al usuario final, esto hará subir el valor de la tarifa eléctrica,

se espera como consecuencia el cambio de la curva de carga del sistema, así también el

cambio de la curva de duración de carga. Estos cambios serán mantenidos hasta el

condiciones diferentes de la economía a nivel nacional, puesto que un alto porcentaje de

la demanda de energía son producidos por requerimientos de Consumidores

residenciales, los que cambiarían sus hábitos de consumo de energía eléctrica y los

mantendrían si se mantiene sus ingresos.

Es conveniente por lo tanto la realización de un estudio social y económico que pueda

ayudar a predecir la duración de este fenómeno y sus consecuencias en el mercado y

planificación del sector eléctrico, así también se recomienda un estudio social y

económico del efecto de la aplicación de tarifas estacionales a los usuarios finales.

El factor de responsabilidad de carga, toma en cuenta los comportamientos típicos de:

relación de participación de las demandas máximas individuales de los clientes en la

demanda colectiva y por tanto, su incidencia en la participación de los costos de

EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 230~ERNESTO BEDON


capacidad de transmisión y distribución; y, la participación de la energía demandada por

los clientes en los periodos horarios establecidos, como medio de ponderación del costo.

La incidencia de tomar en cuenta este factor debe ser analizada, puesto que en el

mercado eléctrico, los Consumidores responsables por la necesidad de ampliación de

capacidad instalada en el sistema de cierta manera también son subsidiados por los

usuarios que no lo son. Por ejemplo, los usuarios que pagan un cierto valor por la

utilización en horas pico son responsables también de los costos en que se incurre al

ampliar la capacidad de las instalaciones, sin embargo, dichas instalaciones también

serán usadas por usuarios fuera de la punta de la curva de carga, los cuales en un futuro,

con el incremento de la demanda, se verán beneficiados por este incremento de la

capacidad instalada.

Es necesario el estudio de pérdidas en todos los ámbitos del sector eléctrico, técnicas, no

técnicas, de comercialización y administración, estudio este que deberá ser enfocado a

la determinación de empresas óptimas de generación, y determinación del costo de

producción de energía y potencia eléctrica, así como la determinación del costo de

energía para el usuario final.

EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDQN

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EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 23?ERNESTO BEDÓN

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GLOSARIO

AUTOPRODUCTOR: Productor Independiente de Electricidad que produce energía para

su propio consumo, pudiendo tener excedentes a disposición de terceros o del Mercado

Eléctrico Mayorista a través del Sistema Nacional Interconectado o de los sistemas

aislados.

CALIENTE (Reserva caliente): Para el caso de centrales a vapor, cuando los calderos

están listos en disposición de accionar una turbina.

CAPACIDAD: Potencia de generación eléctrica instalada, (Art. 46 del derogado

Reglamento General de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, suplemento Registro

Oficial N.82 1996/12/4).

COMERCIALIZACIÓN: Actividad que forma parte de las obligaciones del Distribuidor,

dirigida a la venta de energía eléctrica a los Consumidores y que consiste en la medición

del consumo, facturación, cobranza y demás aspectos relacionados con la utilización de la

energía eléctrica.

CENACE: Centro Nacional de Control de Energía


GLOSARIO DETERiVíTNOS

CONELEC: Consejo Nacional de Electricidad.

CONTINGENCIAS: Es un evento que produce que un equipo no pueda dar su servicio

por ejemplo, sí falla una línea, generador o transformador. Generalmente los elementos se

diseñan en primera contingencia, ósea cuando ocurre una sola falla.

CONSUMIDOR: Persona natural o jurídica, que acredite dominio sobre una instalación

que recibe el Servicio eléctrico debidamente autorizado por el Distribuidor, dentro del área

de la Concesión. Incluye al Consumidor Final y al Gran Consumidor.

CONSUMO DE CALOR: Se define como una cantidad de calor consumida por la

máquina para diferentes valores de potencia entregada

CONSUMO ESPECÍFICO DE CALOR: Los valores del consumo específico de calor

para diferentes valores de potencia entregada se pueden obtener directamente de la curva

de consumo de calor, dividiendo el valor de entrada por el correspondiente valor de salida

en cada punto.


CONSUMIDORES: Término con el que se refiere la actual LRSE a los clientes de una

empresa comercializadora.

CONSUMIDOR REGULADO: Consumidor ubicado en el área de servicio de un

Distribuidor, cuyo abastecimiento de electricidad está sujeto a las regulaciones y tarifas

establecidas en la Ley.

COSTO ÚNICO: El costo probable del kWh de generación, costo marginal esperado en el

transcurso de un año. Este costo único es un. costo referencia! que puede ser utilizado por

los Generadores para determinar el precio de venta de energía y potencia eléctrica en un

contrato a plazo.

COSTO MARGINAL DE POTENCIA (CMP): Se define como el costo en que se

incurre para producir una unidad adicional de potencia (kW). Este costo se lo relaciona con

el costo de desarrollo de las unidades que operan en la punta de carga del sistema, es decir,

el costo económico de ampliar la capacidad instalada'mediante unidades diesel o turbinas a

gas de tamaño y características adecuadas al sistema que corresponda.


GLOSARIO DE TÉRMINOS

DESPACHO ECONÓMICO: Es la asignación específica de carga a las unidades de

generación para lograr el suministro de energía de mayor economía en condiciones de

confiabilidad atendiendo las variaciones de la oferta y la demanda.

DISTRIBUIDOR: Empresa eléctrica titular de una concesión que asume, dentro de su

área de concesión, la obligación de prestar el Servicio público de suministro de electricidad

a los Consumidores

EXTRACTO: El documento o serie de documentos publicados por cada Distribuidor en el

cual se indican, en forma breve y con lenguaje claro, las condiciones del Servicio,

incluyendo los normativos de las características de las interfaces entre las instalaciones del

Consumidor y del Distribuidor y las estructuras tarifarias. El Extracto del Instructivo de

Servicio contendrá las partes esenciales de este Reglamento, de las Regulaciones y de sus

normas y procedimientos, en lo que corresponde a la relación Distribuidor - Consumidor.

EFICIENCIA: Se define como el cociente entre la salida y la entrada, o sea a la, inversa

del consumo específico de calor, pero cuando ambas cantidades se expresan en las mismas

unidades.



EMPRESA ELÉCTRICA: Persona jurídica pública o privada cuyo objeto social principal

es la realización de alguna de las actividades de generación, transmisión, distribución y

comercialización de electricidad.

ENERGÍA PRIMARIA (EP): "Parte de la producción anual de la central que puede

garantizarse con una cierta seguridad hidrológica dada, a través del período o serie

hidrológica considerada; en general será igual a la energía, anual correspondiente a PC".

ENERGÍA SECUNDARIA (ES): "Parte de la producción anual aleatoria que no puede

garantizarse, pero con la cual se pueda contar en términos de valor esperado; es obtenida

como la diferencia entre la producción media, o esperada, de la central y la parte EP".

EXCLUSIVIDAD REGULADA: Es el régimen jurídico que establece el derecho a la

prestación de un servicio determinado con exclusión de cualquier otra empresa, de acuerdo

con las condiciones previamente establecidas, en un área geográfica y durante un tiempo

determinado.

FERUM: Fondo de Electrificación Rural y Urbano Marginal.


ir


FUERZA MAYOR: De conformidad con lo establecido en el articulo 30 del Código Civil

es la acción de un tercero a la que razonablemente no se puede resistir, incluyendo en este

caso, huelga, conmoción civil u otros de carácter general, que tenga directa o indirecta

incidencia en el cumplimiento de las actividades del Servicio eléctrico de distribución.

FRÍA (Reserva fría): Es aquella que estando instalada no está conectada al sistema.

GENERADOR: Empresa eléctrica o persona natural titular de una concesión o permiso o

licencia para la explotación económica de una varias centrales de generación eléctrica de

cualquier tipo y que coloca su producción total o parcialmente en el sistema de transmisión

o en la red de distribución.

GRAN CONSUMIDOR: Consumidor cuyas características de consumo lo facultan para

acordar libremente con un Generador o Distribuidor el suministro y precio de energía

eléctrica para consumo propio.

LEY: Es la Ley de Régimen del Sector Eléctrico promulgada en el Registro Oficial No. 43

(Suplemento) del 10 de octubre de 1996 y sus reformas expedidas mediante Ley No. 50

promulgadas en el Suplemento del Registro Oficial No. 227 de 2 de enero de 1998 y



mediante Ley No. 58 promulgadas en el suplemento del Registro Oficial No. 261 de 19 de

febrero de 1998.

LEY DE MODERNIZACIÓN: Se refiere a la Ley de Modernización del Estado,

Privatizaciones y prestaciones de servicios públicos por parte de la iniciativa privada,

promulgada en el registro oficial N. 349 del 31 de diciembre de 1993 y sus reformas.

f r

LINEA DE INTERCONEXIÓN: Es un tramo radial entre una planta de generación y una

Subestación de Transmisión consistente de un conjunto de estructuras, conductores y

accesorios que forman una o más ternas de conductores diseñadas para operar a cualquier

voltaje, incluso los que son mayores de 90 KV y cuya, función es la de transmitir la energía

producida por la planta de generación a la Subestación de Transmisión.

LÍNEAS DE SUB-TRANSMISIÓN: Son uno o más tramos de conjuntos de estructuras,

conductores y accesorios que forman una o más ternas de conductores diseñadas para

operar a cualquier voltaje, incluso los que son mayores de 90 KV, ya sea en forma radical

o como anillos, cuyo papel principal es enlazar subestaciones de distribución. Las líneas de

Sub-transmisión son de propiedad de las Concesionarias de distribución quienes están

obligadas a permitir el libre acceso a ellas por parte de cualquier usuario que lo solicite,

siempre que este acceso esté dentro de los límites técnicos establecidos.



LINEAS DE TRANSMISIÓN. Es un tramo radial entre dos Subestaciones consistente de

un conjunto de estructuras, conductores y accesorios que forman una o más ternas de

conductores diseñadas para operar a voltajes mayores de mayores de 90 K.V. Las líneas de

transmisión son de propiedad de la Empresa Única de Transmisión.

LRSE: Ley de régimen del Sector eléctrico

MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM): Es el mercado integrado por

Generadores, Distribuidores y Grandes Consumidores, donde se realizan transacciones de

Grandes bloques de energía eléctrica. Así mismo incluye la exportación e importación de

energía y potencia eléctrica.

MERCADO OCASIONAL: Es el mercado de transacciones de energía a corto plazo, no

incorporadas en contratos a plazo de suministro de electricidad.

MERCADERÍA COMPLEJA: Mercadería cuyo costo tiene varios niveles que cambian

debido a la cantidad de infraestructura necesaria para generarla, debido a la necesidad de

un suministro permanente, debido a la demanda y predisposición a pagar del mercado.



MW: Se refiere a la unidad de medida de la potencia efectiva en las condiciones del sitio

de instalación.

OPERATIVA (Reserva operativa): Es aquella que se puede poner en servicio, es similar

a la fría.

PERMISO: Es el acto administrativo por el cual el CONELEC, a nombre del Estado

Ecuatoriano, otorga a una persona natural o jurídica el derecho de ejercer la actividad de

generación de energía eléctrica. Los mínimos a partir de los cuales se requiere permiso son

los fijados por la Ley re Régimen del Sector Eléctrico.

PLAN DE MANEJO AMBIENTAL: Se refiere a las acciones que el concesionario debe

realizar para mantener bajo control y dentro de los limites establecidos los efectos nocivos

al medio ambiente causados por la generación, transmisión y distribución.

POTENCIA CONTINUA: "Potencia media de la etapa de simulación empleada (día,

semana, mes), que es posible garantizar con una cierta seguridad hidrológica dada a través

del periodo o serie hidrológica considerada".


POTENCIA GAJRANTIZADA (PG): "Potencia máxima que puede ser colocada por la

central a las horas de máxima carga del sistema y en condiciones críticas de caída; estas

condiciones críticas pueden presentarse en el periodo hidrológico crítico en el cual el nivel

del embalse ha llegado al nivel mínimo, o bien, en un periodo de crecidas debido a la

elevación de la coto de descarga (posible aprovechamiento de baja caída)"

REGLAMENTO GENERAL: Es el Reglamento Sustitutivo del Reglamento General de

la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, expedido mediante Decreto Ejecutivo N°754 y

publicado en el Suplemento del Registro Oficial N°182 del 28 de octubre de 1997 y sus

reformas expedidas medíante Decreto Ejecutivo N°820 publicado en el segundo

Suplemento del Registro Oficial N°191 del 11 de noviembre de 1997 y medíante Decreto

Ejecutivo N°889 publicado en el Registro Oficial N°202 del 26 de noviembre de 1997.

REGLAMENTO OPERATIVO DEL CENACE: Conjunto de normas, criterios y

procedimientos que se establecen para la planificación, coordinación y ejecución de la

operación del Sistema Nacional Interconectado y para administrar el mercado eléctrico\.

RGLSE: Reglamento General de la Ley de Régimen del sector eléctrico

245


ROTATIVA (SPINNING) (Reserva rotativa): Se dice que una central es reserva rotativa

cuando esta conectada al sistema tomando carga parcialmente de tal manera que cuando

existe un aumento en la demanda esta pueda tomarla sin problemas.

RSRGLSE: Reglamento Sustitutivo Reglamento General de la Ley de Régimen del Sector

eléctrico

SERVICIO: La utilización de la electricidad por parte de un Consumidor

SISTEMA ELÉCTRICO: Es el conjunto conformado por las centrales de generación, el

sistema de transmisión (líneas de alta tensión y subestaciones) y las redes de distribución,

así como sus equipos asociados.

SISTEMA DE MEDICIÓN: Son los componentes necesarios para la medición o registro

de energía activa y reactiva y demandas máximas o de otros parámetros involucrados en el

Servicio. Incluyen las cajas y accesorios de sujeción, protección física de la acometida y

del (de los) medidor(es), cables de conexión y equipos de protección, transformadores de

instrumentos y equipo de control horario.

SISTEMA NACIONAL 3NTERCONESTADO: Es el sistema integrado por los

elementos del Sistema Eléctrico conectados entre sí, el cual permite la producción y


transferencia de energía eléctrica entre centros de generación y centros de consumo,

dirigido a la prestación del servicio público de suministro de electricidad.

SUBADITIVIDAD: Principio de siibaditividad de costos fijos, cuando aplicando una

economía de escala (esto es logrando que en la obtención de una unidad de mercadería esta

comparta costos con otra unidad de mercadería) se logra reducir los costos por unidad, así,

se obtiene el menor costo mientras mayor número de mercaderías se produce. Este

principio es válido siempre y cuando la producción de mercaderías no exceda la exigencia

del mercado.

SUBESTACIÓN DE TRANSMISIÓN: Es un conjunto de equipos de conexión y

protección, conductores y barras, transformadores y otros quipos auxiliares que están

conectados a una o más Líneas de Transmisión. Podrán incluir equipos de protección para

líneas de voltajes inferiores a 90 KV pero no incluirán ninguna porción de dichas líneas.

SUBSIDIO CRUZADO: Se refiere al acto de cobrar una mayor cantidad de dinero a unas

empresas, y a otras una menor, debido a condiciones de empresas cuyos clientes son de

escasos recursos económicos.



TRANSMISOR: Empresa titular de la concesión para la prestación del servicio de

transmisión y la transformación de la tensión vinculada a la misma, desde el punto de

entrega por un Generador o un Autoproductor, hasta el punto de recepción por un

Distribuidor o un Gran Consumidor.

VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN (VAD): Corresponde al costo propio de la

actividad de Distribución de una empresa tipo con costos normalizados, que tenga

características de operación similares a las de la concesionaria de la cual se trate.

VOLTAJE [RMS]: Es el valor de voltaje que registra un equipo de medición analógico o

digital y que corresponde a la raíz cuadrada de la media de los cuadrados de los valores

instantáneos.


ANEXOS

-*' ANEXOS

CONTENIDO

1. DIAGRAMA UNIFILAR DEL S.N.I. PARA EL EJEMPLO

2. GENERACIÓN DE LAS UNIDADES PARA EL EJEMPLO DE

CÁLCULO.

3. CURVAS DE CARGA Y SUS RESPECTIVAS CURVAS DE

DURACIÓN DE CARGA PARA UN DÍA TÍPICO (MIÉRCOLES)

DEL MES DE NOVIEMBRE Y JULIO DE 1997.

4. RESULTADOS OBTENIDOS DEL CÁLCULO DEL kWh DE

GENERACIÓN.

5. RESULTADOS OBTENIDOS DEL CÁLCULO DEL kW

INSTALADO UTILIZANDO EL C.E.I.

6. RESULTADOS OBTENIDOS DEL CÁLCULO DEL kWh DE

GENERACIÓN UTILIZANDO EL C.E.I. Y EL C.M.E.

7. PARQUE GENERADOR DISPONIBLE EN EL ÁMBITO

NACIONAL, ACTUALIZADO A DICIEMBRE DE 1997.

8. ENERGÍA MENSUAL DISPONIBLE.

EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN 249

ANEXOS

1.DIAGRAMA UNIFILAR DEL S.N.I. PARA EL

EJEMPLO.


FLUJO DE POTENCIA DEL S.N.L JUL/17/97 CONDICIÓN DE DEMANDA MÍNIMA

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Gráfico Mo. 3

251

FLUJO DE POTENCIA DEL S.N.I. JUL/17/97 CONDICIÓN DE DEMANDA MEDIA

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252

FLUJO DE POTENCIA DEL S.N.I, JUU17/97 CONDICIÓN DE DEMANDA MÁXIMA

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253

FLUJO DE POTENCIA DEL S.N.I NOV/06/97 CON.DICCÓN DE DEMANDA MÍNIMA

254

FLUJO DE POTENCIA DEL S.N.L NOV/06/97 CONDICIÓN DE DEMANDA MEDIA

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Gráfico No. 5

255

FLUJO DE POTENCIA DEL S.N.L NOV/06/97 CONDICIÓN DE DEMANDA MÁXIMA

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Gráfico No. 4

256

ANEXOS

2.GENERACIÓN DE LAS UNIDADES PARA

EL EJEMPLO DE CÁLCULO.

EL CpSTO DEL kWh DB GENERACIÓNERNESTO BEDÓN

257

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17,5

17,5 0

24,2

14,2 7,9 5

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21,5 22

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SI

SI

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EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN

ERNESTO BEDÓN

ANEXOS

3.CURVAS DE CARGA Y SUS

DE CARGA PARA UN DÍA TÍPICO

JULIO DE 1997.

260

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4

ANEXOS

4.RESULTADOS OBTENIDOS DEL

CÁLCULO DEL kWh DE GENERACIÓN.


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265

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5. RESULTADOS OBTENIDOS DEL

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275

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6. RESULTADOS OBTENIDOS DEL

CALCULO DEL kWh DE GENERACIÓN

UTILIZANDO EL C.E.I. Y EL C.M.E.

EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BE- -ÓN

278

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& 0 0 0 35 35 35 35 35 35 0 35 35 35 35 35 35 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 35 35 35 35

CO

ST

O

U.S

.$A

RR

Af^ 0 0 0

1250 250

250

250

1250

1250

012

5012

50 125

125

250

125 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

1250

1250 12

525

0

CO

NE 0 0 0

900 25 25 75 450

450 0

450

450

96,7

596

,75 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

1050

1050 90 25

DE

SC

C 0 0 015

0 25 25 •75

75 750

75 7596

,75

96,7

5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 017

517

5 90 25

CO

ST

O U

NID

AD

H

OR

AM

INC

t25

69,4

725

69,4

720

5,56

6528

,71

534,

8179

4,81

904,

8135

09,7

820

90,8

510

27,7

940

96,1

640

96,1

681

2,38

753,

5554

2,29

1010

,87

411,

1210

2,78

4452

,06

4452

,06

4452

,06

4785

,97

4452

,06

4785

,97

4785

,97

4785

,97

4785

,97

4785

,97

1199

,09

1199

,09^

448,

8023

76,8

423

76,8

434

28,8

218

95,5

4

MA

XC

t38

54,2

138

54.2

130

8,34

1153

1,18

1243

,35

1483

,35

1673

,35

6149

,63

3844

,74

1541

,68

6033

,61

6033

,61

1648

,76

1568

,60

1258

,31

2244

,74

616,

6715

4,17

1027

3,99

1027

3,99

1027

3,99

1104

4,54

1027

3,99

1104

4,54

1104

4,54

1104

4,54

1104

4,54

1104

4,54

1798

,63

1798

,63

673,

2046

81,4

046

81,4

074

42,6

444

00,2

7

CO

ST

O 1

U.S

.$/M

Wh

MIN

32,7

332

,73

19,3

910

0,44

41,1

466

,23

56,5

511

6,99

58,0

828

,24

120,

4812

0,48

507,

7418

3,79

542,

2943

,57

35,1

442

,82

173,

9144

,52

44,5

247

,86

44,5

247

,86

47,8

647

,86

47,8

647

,86

36,3

436

,34

33,4

933

,01

33,0

187

,92

144,

70

MA

X49

,10

49,1

029

,09

177,

4095

,64

123,

6110

4,58

204,

9910

6,80

42,3

517

7,46

177,

4610

30,4

838

2,59

1258

,31

96,7

652

,71

64,2

440

1,33

102,

7410

2,74

110,

4510

2,74

110,

4511

0,45

110,

4511

0,45

110,

4554

,50

54,5

050

,24

65,0

265

,02

190,

8433

5,90

CO

ST

O 2

U.S

.$/M

W|-

M1N

34,2

634

,26

10,2

872

,54

14,4

521

,48

24,4

594

,86

56,5

125

,69

117,

0311

7,03

18,8

917

,52

542,

2942

,12

20,5

634

,26

44,5

244

,52

44,5

247

,86

44,5

241

,62

41,6

241

,62

41,6

241

,62

34,6

634

,66

22,4

416

,28

16,2

817

1,44

94,7

8

MA

X51

.39

51,3

915

,42

128,

1233

,60

40,0

945

,23

166,

2110

3,91

38,5

417

2,39

172,

3938

,34

36,4

812

58,3

193

,53

30,8

351

,39

102,

7410

2,74

102,

7411

0,45

102,

7496

,04

96,0

496

,04

96,0

496

,04

51,9

851

,98

33,6

632

,06

32,0

637

2,13

220,

01

00

EL

CO

ST

O D

EL

kWh

DE

GE

NE

RA

CIÓ

NE

RN

ES

TO

B

ED

ÓN

ANEXOS

7. PARQUE GENERADOR DISPONIBLE EN

EL ÁMBITO NACIONAL, ACTUALIZADO A

DICIEMBRE DE 1997.


2S5

ANEXOSFUENTE: CONELEC - PLAN DE ELECTRIFICACIÓN 1998 - 2007

DISPONIBILIDAD DE POTENCIA ACTIVA (MW) A DIC/97(RESUMEN)

CENTRALES GENERADORAS

1.1.11.2

22.12.2

3.3.13.2

4.

5.

6.

INECEL ACTUALHIDROELÉCTRICASTERMOELÉCTRICAS

E. ELÉCTRICAS PÜB.HIDROELÉCTRICASTERMOELÉCTRICAS

GENERADORAS PRIVAD.HIDROELÉCTRICASTERMOELÉCTRICAS

TOTAL NACIONAL

INSTALADANOMINAL

1.950,41.307,0

643,4

453,1187,1266,0

576,00,0

576,0

2.979,5

GEN. NO INTEGRADA AL S.N.J 28,7

TOTAL S.N.Í. 2.950,8

EFECTIVADISPONIBLE

1.885,81.307,0

578,8

332,9171,3161,5

512,80,0

512,8

2.731,5

28,1

2.703,3

DISPONIBILIDADCRITICAD)

1.757,81.307,0

450,8

332,9171,3161,5

512,80,0

512,8

2.603,5

28,1

2.575,3

1. I GENERACIÓN BOCDRO

1.11.21.3

2.

2.12.22.3

3.

INECELE.ELECTRICAS PUB.GENERADORAS PRIVAD.

GENERACIÓN TÉRMICA

INECELE.ELECTRICASPUB.GENERADORAS PRIVAD.

TOTAL NACIONAL

1.494,1

1.307,0187,1

0,0

1.485,4

643,4266,0576,0

2.979,5

1.478,3

1.307,0171,3

0,0

1.253,1

578,8161,5512,8

2.731,5

1.478,3

1.307,0171,3

0,0

1.125,1

450,8161,5512,8

2.603,5

(*) Escenario de Disponibilidad Crítica. Considera la unidad térmicamás grande del sistema (133 MW de la Central Trinitaria) en reserva.

Demanda en bornes de generación (MW): 1951Demanda en SfE de entrega (MW): 1848Pérdidas en transmisión + consumo de auxiliares (MW): 103Pérdidas en transmisión + consumo cíe auxiliares ( % ): 5,6%

EL COSTO DEL kWh DE GENERACONERNESTO BEÓN

286


DISPONIBILIDAD DE POTENCIA ACTIVA (MW A DIC/97(POR CENTRAL)


11.1

1,2

2

INECEL ACTUALHIDROELÉCTRICASAgoyánPaute-Molino A-BPauíe-Molino CPisayambo-PucaráTERMOELÉCTRICASEnrique García, G-DEsmeraldas, V-BGonzalo Zevallos, G-DGonzalo Zevallos. V-BGonzalo Zevallos, V-BGuangopolo, D-BSta. Rosa, G-DTrinitaria, V-BGrupos Mexicanos, G-D

E. ELÉCTRICAS PUB.HIDROELÉCTRICAS-E.E. Ambato

MirafloresLa Península

-E.E. BolívarChimbo

-E.E. Centro SurSaucay 1Saucay 2Saymirin 1Saj-mirin 2Saymirin 3-4

-E.E. CotopaxiTlluchiEl EstadoQuínzalomaAngamarca

-E.E. NorteSan Miguel de CarLa PlayaEl AmbiOtras

-E.E. QuitoCumbayaNayónGuangopoloPasochoaLos ChillosMacliachi

-E.E. RiobambaAlaoCordovezRío BlancoOtras

-E.E. SurMora CarriónValladolid

UNIDADES

2x785 x 1005x1152x38

1x1021x132,51x30.91x731x736x5,23x17,11x1333x5,5

3x0,5+1x1,5

2

2 x 42 x 8

2x1.252x1.95

2 x 4

62x0,852x0,42x0,15

1x3.13x0,4

210

4x102x14,85

62x2.252x0.9

4x2.62

1x3

2x0,64-1x1,21x0,2

INSTALADA

1.950,41.307,0

156,0500,0575,076,0

643.4102,0132,530.973.073.031,251,3

133,016,5

187,1187,1

4.0LO3,01,41,4

38,48,0

16,02,53,98,0

13,210,41,70,80,3

14,73,11,28,02,4

98,440,029,720T94,51,81,5

' 14,510,50,73,00,32,62,40,2

EFECTIVA

1.885,81.307,0

156,0500,0575,076,0

578,892,0

125,020,062,562,529,445,0

128,014.4

171,3171,3

2,90.02,9

1,21,2

36,46,0

16,02,53,98,0

1L39.80,80.60,1

13,72,91,28,01,6

89,940,029,712,94,51,81,0

13,410,00,32,80,32,62,40,2

ANO

1985198319911977

199719821976197819801977198119971995

19531962

1965

19781982195619631995

1951;67;87199019921993

198619601967

1953;55;56;69

1961;671974

1946;53;85197619221957

1967;77;7819521997

1928;65

OBSERVACIONES

En reparación

No recibida comercíalmcnteEn Máchala

Fuera por falta de agua

No interconcctada al SNINo interconectada al SNI

Limitada por caudal


287

ANEXOSFUENTECONELEC - PLAN DE ELECTRIFICACIÓN 1998 - 2007

CENTRALES GENERADORAS2.2

—

—

—

—

3.3.13.2

4.5.

TERMOELÉCTRICASE.E. Arríbalo

El Batán, D-DLligua, D-D

E.E. BolívarGuaranda, D-D

E. E. Centro SurMonay, D-DEl Descanso, D-B

E.E. El OroMáchala, D-DEl Cambio, D-B

3.E. EsmeraldasLa Propicia, D-BLa Propicia, D-DOtras (Limones.S.Loren)

-E. E. ManabiMiraflores, D-DMiraflores, D-B

5.E. MilagroMilagro, D-D

E.E. NorteSan Francisco, D-D

RE. QuitoG. Hernández, D-BLuluncoto, D-D

í.E. RiobambaRiobamba, D-D

E.E. Sta. ElenaLibertad, D-DLibertad, D-BPlayas, D-DPosorja, D-D

;.E. Sto. DomingoToachi, D-D

i.E. SucumbíasJivino, D-DLago Agrio, D-D

E.E. SurCatamayo, D-D

Sistemas MenoresGalápagosOriente. Sistem. AisladosOriente. Sist. conectados

GENERADORAS PRIVAD.HIDROELÉCTRICASTERMOELÉCTRICASElectroecuador (ex-Emelec)Guayaquil, V-BEstero Salado, V-BEstero Salado, G-DAlvaro Tinajero, G-D

ElectroquitoGas-Diesel

Eleclroquil 11-111Gas-DieselGas-Diesel

Ecuapower (ex-Sea Coast)Sta. Elena, G-DSto. Domingo, G-D

TOTAL SNITOTAL

UNIDADES

32x2,5

1x1,58

3x1,5+3x2,44x4,8

33

2x422

10x2,52x6+1x3,4

6x2,5

1x2.5

6x5,723x3,03

1x2,5+1x0,56

5221

2

41

9

2x5+2x101x33

3x20+2x181x40+1x34

22

12

INSTALADA266,0

10,25,25,01,61,6

30,811,619,224,09,0

15,012,58,03,11,4

40,425,015,415,015,02,52,5

43,434,3

9,13,13,1

23,410,8S,01,82,85,05,0

15,310,05,3

19,019,019,88,6

' 3,77,5

576,00,0

576,0233,030,033,096,074,033,033,0

160,0S0,080,0

150,040,0

110,0

2.950,82.979,5

EFECTIVA161,5

4,00,04,01,01,0

22,96,9

16,04,04,00,08,17,01,10,0

25,520,05,54,04,0U51,5

31,022,9

8,12,42,49,33,03,31,02,04,04,0

15,19,85,3

11,311,317,48,63,75,1

512,80,0

512,8220,030,030,091,069,022,022,0

140,870,470,4

130,030,0

100,0

2.703,32,73 1,5

ANO

19661975:76

1975

I971;751996

1972;75;761978;82

19801979;80I980;84

1973;77;78;801973

1972;74;75;76

1981

19801973;74

1984

1967;76;841981

1975;821976

1975;77;81

1990;9I

1976;77;79;83

1954;571970

1973;75;78;79I995;96

19961997

OBSERVACIONES

12 MW más desde 7/98

5 MW más desde 9/98

Sistema aislado

Sistemas aisladosSistemas aisladosTena y Morona interconect.

G-D Turbinas a Gas que utilizan diesel.V-8 Turbinas a Vapor que utilizan bunker.D-B Motores de combustión interna que consumen diesel para el arranque y luego bunker.D-D Motores de combustión interna que consumen diesel todo el tiempo.

EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEÓN 288

ANEXOS

8.ENERGÍA MENSUAL DISPONIBLE

EL COSTO DEL rWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN

289


DISPONIBILIDAD ENERGÉTICA MENSUAL POR CENTRAL (GWh). DIC/97(POR PLANTA O EMPRESA)

Escenario de Hidrología Media


L I.NECEL ACTUAL1.1. HIDROELÉCTRICAS.1.1. Agoyán(I).la. Paute (2).1.3. Pisavambo2 TERMOELÉCTRICAS.2.1. Bunker.2.1.1. Esmeraldas, V-B.2.12. G. Zevallos, V-B

í.2. 1.3. Guangopolo1.2.1.4. Trinitaria1.2.2. Diesel1.2.2.1. E. García1.2.2.2. G. Zevallos, G-D1.2.2.3. Gmpos Mexicanosiaa.4. Sla. Rosa

F. PLAN.

90%95%90%

70%-90%

80%40%20°, ó80%

2. E. ELÉCTRICAS PUB.2.1. HIDROELÉCTRICAS2.1.1. Ambato2.1.2. Bolívar2.1.3. Centro Sur2.1.4. Cotopaxi2.1.5. Norte2.1.6. Quilo2.1.7. Ríobaraba2.1.8. Sur2.2. TERMOELÉCTRICAS2.2.1. Bunker2Í. 1.1. Centro Sur2.2.1.2. EIOraC3)2.2.1.3. Manabí(3)2.2.1.4. Quito2a.2. Diesel2.2.2.1. Ambato2.2.2.2. Bolívar2.2.23. Centro Sur2.2.2.4. El Oro2.2.2.5. Esmeraldas2.2.2.6. Manabí2.2.2.7. Milagro2.2.2.8. Norte2.2.2.9. Quito2.2.2.10 Riobamba2.2a. II Sta. Elena2.2.2.12 Sto. Domingo2.2.2. 13 Sur3. GENERADORAS PR.3.1. HIDROELÉCTRICAS32. TERMOELÉCTRICAS3.2.1. Bunker3.2.1.1. Electroccuador3.2.2. Diesel3 .2.2. 1 . Ecuapower, S.Domin.3aaa. Ecuapower, SJElena3aa3. Electroecuador3.2.2.4. Electroqui! U3.2.2.5. Elcctroquil III3.22.6. Electroquito4. D1SP. GENERACIÓN

80%80%80%16%

31%25%36%36%30%35%21%13%40%33%60%33%28%

90%

80%75%58%75%80%60%

Ene Feb Mar Abr May Jim Jul Ago Sep Oct Nov Díc677,5 692,8 872,1 877,0 954,5 920,9 955,5 905,5 889,7 8383 746,9 734,0315.8 352.4 505.9 619.4 669.4 684.0 710.6 643.8 533.2 459,8 379.8 355.5

53,8 48,4 82,5 104,0 107,7 104,0 107.7 107,7 102,7 88.0 73,6 69.9232.0 284,0 40 1 .4 500,4 55 1 ,7 570,4 593,9 527, 1 41 5.5 357.9 272,7 24 1 .6

30.0 20.0 22.0 15.0 10.0 9.6 9.0 9.0 15.0 13.9 33.5 44.0361.7 340.4 366.2 257,6 285.1 236,9 244.9 261.7 356.5 378.5 367.1 378.5279.1 256.5 283,6 177.7 191.8 146,6 151,6 233.6 276.6 285.2 276.6 285.2

80,4 72,6 80,4 77,8 402. 0,0 0,0 82,0 80,0 82.0 80,0 82,098,7 93a 103,2 99,9 51,6 49,9 51,6 51.6 99.9 103.2 99.9 103.216,3 14,7 16,3 0,0 163 15,7 163 !6,3 15,7 16,3 15,7 16383.7 76.0 83.7 0,0 83.7 81.0 83.7 83.7 81.0 83.7 81.0 83.782.6 83.9 82.6 79.9 933 903 933 28.1 79.9 933 90.5 93354,5 49,2 54,5 52,7 54,5 52,7 54,5 0,0 52.7 54,5 52,7 54.56,0 5,0 6,0 5,8 6,0 5,8 6,0 6,0 5,8 6,0 6,0 . 6,00,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7

21.4 29,0 21,4 20,7 32.1 31,1 32,1 21,4 20,7 32.1 31.1 32,1

973 922 103,0 105,8 106,6 95,2 92,4 93,5 91,1 103,6 103,6 106,569.4 67.1 77.1 79.8 79.5 67.5 61.1 59.4 56a 61.0 58.0 58.8

1,0 1,0 1,1 1. 1 13 13 13 13 \ 13 1.0 1,10.5 0,5 0.6 0.6 0,6 0.6 0,7 0.7 0,7 0.7 0,6 0,5

16,8 172 17.9 18,6 IS.I 18,3 18,9 18,9 I4,S 14.S 12,1 13,02,5 23 2,9 3,3 3,4 3,3 3,4 3,4 3,3 3,4 2,5 2,54,4 3,9 4.0 3,8 43 4.0 3,9 3.8 42 4.7 4,6 4,5

38,0 36a 43,0 44,6 44,0 32.1 24.8 23,5 23,9 28,2 30,1 30,74,7 4,7 5,9 6.2 6,1 62 6,5 62 6,4 6,3 5,8 5,11.5 1.3 1.7 1.6 1.7 1.7 1.6 1.6 1,7 1.6 1.3 1.4

27,9 25.1 25.9 26.0 27.1 27.7 313 34.1 34.9 42.6 45,6 47,75.4 4.9 5.4 52 4,8 5a 7,7 7,7 7.5 13.5 15.8 17, 14,8 43 4,8 4,6 4,8 4,6 7,1 7,1 6.9 9.5 9a 9,50,0 0,0 0,0 0.0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,00,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,00,6 0.6 0,6 0.6 0.0 0,6 0,6 0.6 0,6 4.0 6.6 7,6

22.5 20a 20.5 20.8 223 22.5 23,6 26.4 27.4 29.1 29.8 30.61,0 0,9 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1.0 1,0 1,0 1,0 1,00,1 0,1 0,1 0,0 oa oa oa oa oa oa oa oa1,6 1,5 2,0 1,9 1,6 1,6 1,6 2,0 1,9 2,0 1,9 2,01.1 0,7 0,3 1,2 1,7 3,0 4,3 43 4a 4,3 4,2 4,30,7 0,6 0,7 1,1 1,1 0,7 0,8 0,8 1,1 1,1 1,1 1,16,6 6,0 6,6 5,9 6,1 5,9 6,1 6,1 6,8 8,3 8,1 8,30,6 0,6 0,6 0,9 0,9 0,9 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,50,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0.0 0,1 0,1 0,1 0,1 0,11 ,6 1 .5 1,6 1 .6 0,8 1 ,6 0,8 2.4 2,3 2,4 2,3 2,40,6 0.5 0,6 0.6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0.66,0 5,4 4a 4,1 5,1 4,1 4a 4,5 5,0 4,5 5,8 6,01 ,0 0,9 1 ,0 1,0 1 .0 1 ,0 1 ,0 1 .0 1 .0 1 .0 1 .0 1 ,01,5 1,4 1,7 1.4 2.1 1,8 1,5 1,9 1,7 2,1 2,0 2,1

259,1 233,9 259,1 1793 192,5 177,8 165,7 185,4 194,8 210,6 264,1 267,70.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 ' 0.0 0.0

259,1 233.9 259.1 1793 192.5 177.8 165.7 185,4 194.8 210.6 264,1 267,738a 34.5 38a 36,9 31,5 30.5 13.4 16.7 36.9 38a 36.9 38a38a 34,5 38a 36.9 31.5 30.5 13.4 16.7 36.9 38a 36.9 38a

220.9 199.4 220.9 142,4 161.0 1473 1523 168.7 157.9 172.4 227a 229,542,9 38,7 42,9 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 41,5 42,91 7,9 16,1 17,9 0,0 0.0 0,0 0,0 0,0 0,0 0.0 1 7,3 1 7,963,0 56,9 63,0 483 63,9 53a 55a 71,6 63,8 753 743 71,644,6 403 44,6 43a 44,6 43,2 44,6 44,6 43a 44,6 43a 44,647,6 43,0 47,6 46,1 47,6 46,1 47,6 47.6 46,1 47,6 46,1 47,64,9 4,4 4,9 4,8 4,9 4,8 4,9 4,9 4,8 4,9 4,8 4,9

1.033,9 1.018,9 1.234a 1.162,1 1.253,6 1.193,9 1.213,6 1.184,4 1.175,6 1.152,5 1.114,6 1.108,2

TOTAL10.064,76.229.61.050.04.948.6

231.03.835.12.844J

757,41.005.9

175,9904.9991.0587,0

70.48,4

325a1.190,8

794.914.0

73199,4

36a50,1

399,170,118.7

395,9iooa1120,00,0

23.0295.7

11.91,9

21,633,610,980,813,5

1,121.3

7,158,911,92ia

2.590,00.0

2.590,0390.1390.1

2.199.9208,9

87,1760,1525,3560,6

57,913.845,5

La disponibilidad de las plantas considera períodos de mantenimiento y situaciones contractuales (Caso Ecuapower).1I) Considera 32 horas mensuales fuera de operación por lavado del embalse.(2) Considera vertimientos en los meses del período ¡limoso mientras Paute-Mazar no entre en operación.(3) Máquinas que pueden quemar bunker pero que actualmente consumen diesel.

EL COSTO DEL kWh DH GENERACIÓNERNESTO BEDÓN

290

el costo del kwh de generaciÓn - repositorio...

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