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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
ESCUELA DE INGENIERÍA
EFECTOS DEL INGRESO DE LA INTERCONEXIÓN CON PERÚ YFUTUROS PROYECTOS DE GENERACIÓN EN EL PRECIO
REFERENCIAL DE GENERACIÓN
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIEROELÉCTRICO
JUMBO BUSTAMANTE CRISTIAN ANTONIOSALINAS BETANCOURT LUIS FERNANDO
DIRECTOR: ING. VÍCTOR OREJUELA
Quito, Enero 2004
CERTIFICACIÓN.
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por los Sres. Luis Fernando
Salinas Betancourt y Cristian Antonio Jumbo Bustamante para la obtención del
titulo de Ingeniero Eléctrico, bajo mi guía y supervisión.
Ing. Víctor Orejuela
DIRECTOR DEL PROYECTO.
DECLARACIÓN.
Nosotros, Luis Femando Salinas Betancourt y Cristian Antonio Jumbo
Bustamante, declaramos bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de
nuestra autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o
calificación profesional; y, que hemos consultado las referencias bibliográficas
que se incluyen en este c)ocumento.
A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedad
intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional,
según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y
por la normatividad institucional vigente.
Luis Femando Salinas Betancourt Cristian Antonio Jumbo Bustamante
DEDICATORIA
A mis Padres, mi esposa Marta Soledad
y especialmente a mis amados hijos José Antonio y Matías Alejandro
Cristian Antonio Jumbo Bustamante.
Al esfuerzo continuo y so//daríq de íoda mi familia
Al apoyo incondicional de mis Padres y Hermanos.
Luis Femando Salinas Betancpurt.
AGRADECIMIENTO.
Nuestro agradecimiento imperecedero a la Corporación CENACE, a la
Dirección de Planeamiento, en especial a los Ingenieros Julio César Gómez y
Patricio Alzamora, quienes a pesar de sus múltiples ocupaciones dentro de la
Corporación brindaron su valioso contingente intelectual al desarrollo del
presente Proyecto de Titulación.
ÍNDICE.
ÍNDICE.
CAPITULO 1. GENERAUDADES.
1.1 INTRODUCCIÓN. 41.2 ANTECEDENTES. 51.3 OBJETIVOS. 51.3.1. OBJETIVOS GENERALES 51.3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS 61.4. ALCANCE. 7
CAPITULO 2. MARCO REGULATORIO. 9
2.1 INTRODUCCIÓN. 92.2 ANÁLISIS DE LA LEY DE RÉGIMEN DEL SECTORELÉCTRICO. 92.3 ANÁLISIS AL REGLAMENTO DE TARIFAS. 122.4 ANÁLISIS AL REGLAMENTO DE LAS TIE. 202.5 MARCO REGULATORIO PARA PAGO POR POTENCIA. 242.5.1 REGLAMENTO PARA EL FUNCIONAMIENTO DEL MERCADO ELÉCTRICOMAYORISTA. 24
CAPITULO 3. CONDICIONES OPERATIVAS. 2»
3.1 INTRODUCCIÓN. 283.2 HIDROLOGÍA. 283.2.1 SERIES HISTÓRICAS DE CAUDALES. 293.2.2 CAUDALES TOTALES E INCREMÉNTALES. 293.3 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA. 303.4 CONFIGURACIÓN Y RESTRICCIONES DEL SISTEMA. 313.4.1 RESTRICCIONES DE GENERACIÓN. 313.4.2 RED DE TRANSMISIÓN. 3 83.5 PROGRAMA DE MANTENIMIENTOS 39
CAPITULO 4. FUNDAMENTO TEÓRICO YMETODOLOGÍA DE CALCULO DEL PRG. 4i
4.1 INTRODUCCIÓN. 414.2 DESPACHO DE SISTEMAS HIDROTERMICOS. 41
4.2.1. OPERACIÓN DE SISTEMAS HIDROTÉRMICOS. 424.3 CALCULO DE LA FUNCIÓN DE COSTO FUTURO. 464.4. DESPACHO HIDROTÉRMICO DE UNA ETAPA. 484.4.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA. 484.4.2 RESTRICCIONES OPERATIVAS BÁSICAS. 494.5. PROGRAMA SDDP. 544.5.1. ACTIVIDADES PRINCIPALES DEL SDDP. 554.5.2. CAPACIDADES DEL SDDP. 554.6.3. RESULTADOS DEL SDDP. 584.6 METODOLOGÍA DE CALCULO DEL PRG. 604.6.1 COMPONENTE DE ENERGÍA. 604.6.2 COMPONENTE DE CAPACIDAD. 624.63 CÁLCULO DE LA COMPONENTE DE CAPACIDAD. 654.6.3. l COMPONENTES DE GENERACIÓN FORZADA, GENERACIÓN DE REACTIVOS YCOSTOS DE ARRANQUE PARADA DE UNIDADES DE VAPOR. 67
CAPITULO 5. CÁLCULOS Y RESULTADOS. 69
5.1. INTRODUCCIÓN. 695.2 PREMISAS GENERALES. 695.2.1 PERÍODO DE CÁLCULO. 695.2.2 DEMANDA. 695.2.3 PLAN DE EXPANSIÓN DE GENERACIÓN OFICIAL DEL CONELEC. 705.2.4 PRECIOS DE COMBUSTIBLES. 705.2.5 RED DE TRANSMISIÓN. 725.3 CASO 1. PRG CONSIDERANDO EL PLAN DE EXPANSIÓNDEL CONELEC Y PRECIOS PISO DE COMBUSTIBLES. 725.4 CASO 2. PRG CONSIDERANDO EL PLAN DE EXPANSIÓNDEL CONELEC Y PRECIOS NO PISO DE COMBUSTIBLES. 745.5 CASO 3. PRG VARIANDO EL PLAN DE EXPANSIÓN DEGENERACIÓN DEL CONELEC Y PRECIOS PISO DECOMBUSTIBLES. 755.6 CASO 4. PRG VARIANDO EL PLAN DE EXPANSIÓN DEGENERACIÓN DEL CONELEC Y PRECIOS NO PISO DECOMBUSTIBLES. 775.7 CASO 5. PRG SIN TERMORIENTE Y PRECIOS PISO DECOMBUSTIBLES. 795.8 CASO 6. PRG SIN MÁCHALA POWER 2 Y 3 Y PRECIOS PISODE COMBUSTIBLES. 805.9 CASO 7. PRG SIN MAZAR Y PRECIOS PISO DECOMBUSTIBLES. 825.10 CASO 8. PRG SIN SAN FRANCISCO Y PRECIOS PISO DECOMBUSTIBLES. 835.11 CASO 9. PRG SIN INTERCONEXIÓN CON PERÚ Y PRECIOSPISO DE COMBUSTIBLES. 85
5.12 CASO 10. PRG SIN MÁCHALA POWER 3 Y PRECIOSPISO DE COMBUSTIBLES. 86
CAPITULO 6. ANÁLISIS DE RESULTADOS. §9
6.1 INTRODUCCIÓN. 896.2 EFECTOS DE LA VARIACIÓN DEL PLAN DE EXPANSIÓN DEGENERACIÓN, EN ÉL PRG. 896.3 EFECTOS DE LA VARIACIÓN DE LOS PRECIOS DECOMBUSTIBLE, EN EL PRG. 916.4 EFECTOS DEL INGRESO DE TERMORIENTE EN EL PRG. 946.5 EFECTOS DEL INGRESO DE MÁCHALA POWER 2 Y 3. 956.6 EFECTOS DEL INGRESO DE MAZAR. 976.7 EFECTOS DEL INGRESO DE SAN FRANCISCO EN EL PRG.986.8 EFECTOS DEL INGRESO DE LA INTERCONEXIÓN CONPERÚ EN EL PRG. 99
CAPITULO 7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.101
7.1 CONCLUSIONES. 1017.2 RECOMENDACIONES. IOS
CAPITULO 8. BD3LIOGRAFIA. 107
GLOSARIO DE TÉRMINOS 109
CONTENIDO CD ANEXO 111
ANEXOS 112
CAPITULO 1. GENERALIDADES.
1.1 INTRODUCCIÓN.
Las tarifas de energía eléctrica son un tema de interés nacional tanto para el
común ciudadano que ve un constante incremento en la planilla que paga
mensualmente así como pafa los sectores Comercial e Industrial que se
muestran afectados en sus Actividades económicas por ia elevación de los
costos fijos y variables en los cuales se encuentran la electricidad; que tienen
que implementarles a sus productos, haciéndolos menos competitivos en
tiempos de globalización comprometiendo inclusive su existencia.
Así, uno de los componentes de los costos para la determinación de las tarifas,
de conformidad con la ley, es el Precio Referencial de Generación (PRG); el
cual, para su cálculo, toma en cuenta dos componentes: Componente de
Energía en la que se ven reflejados los costos variables operativos y la
Componente de Capacidad que está determinada por los costos fijos de
inversión.
El cálculo del PRG es un problema de Operación de Largo Plazo del sistema
de generación, el mismo que depende de la planificación operativa del sistema
de generación en cuanto a: escenarios hidrológicos en períodos estacionales
(seco y húmedo), series históricas de caudales, proyección de la Demanda del
sistema, para lo cual se requiere definir bloques de demanda horaria (punta,
media y base), Plan de Expansión de Generación, Proyección de Precios de
Combustibles, Plan de Mantenimiento Programado, etc.
En consecuencia, el PRG es de suma importancia tanto para establecer los
pliegos tarifarios así como puede ser una referencia para los agentes del MEM
interesados en suscribir contratos a largo plazo o a término, especialmente,
para la determinación del precio a negociar en dichos contratos.
La oferta de generación en los futuros años, con Costos Variables de
Producción inferiores a los vigentes en el sistema hacen prever una reducción
en los Costos Marginales de Generación y consecuentemente en el PRG. En el
país las nuevas fuentes dei energía serán, principalmente: Máchala Power en
sus fases dos y tres (central térmica de gas en ciclo combinado), la
Interconexión con Perú, Termoriente (central térmica que usa combustible
residual pesado), y, los proyectos hidroeléctricos San Francisco y Mazar.
1.2 ANTECEDENTES.
En el modelo actual del Sector Eléctrico Ecuatoriano, se toman en cuenta tres
componentes, para la fijación de la Tarifa Final: Precio Referencial de
Generación, Tarifa de Transmisión y Valor Agregado de Distribución; en
consecuencia, el ingreso d^ nueva generación produciría un efecto de cambio
en el primer componente, desencadenando el cambio en la Tarifa Final.
Así, la futura Interconexión con Perú, el ingreso de centrales termoeléctricas
más eficientes como Máchala Power y Termoriente, centrales hidroeléctricas
como San Francisco y fAazar al despacho económico de generación,
cambiarán por completo el escenario en el cual se desenvuelve el despacho
del parque generador, entonces, es de vital importancia establecer los valores
del Precio Referencial de Generación en este nuevo marco, puesto que esta
generación, brindará la posibilidad de una energía relativamente más
económica que la existente en las actuales condiciones.
1.3 OBJETIVOS.
1.3.1. Objetivos Generales
• Determinar el efecto que tendría el ingreso de Máchala Power (fase dos y
tres), Interconexión con Perú, la central térmica Teimoriente, la central
hidroeléctrica San Francisco y el proyecto Mazar en el Precio Referencia! de
Generación (PRG).
• Realizar un análisis de sensibilidad del PRG respecto a la variación del
precio internacional ?le los combustibles, considerando la hipótesis de libre
importación de combustibles.
• Realizar un análisis c)e sensibilidad del PRG respecto a la variación del plan
de expansión de generación propuesto por el CONELEC.
1.3.2. Objetivos Específicos
V,
• Realizar el diagnóstico general de la situación actual para la fijación del
Precio Referencial de Generación, en base a los Reglamentos y
Regulaciones vigentes.
• Describir los parámetros necesarios y las condiciones operativas del
sistema para calcular los costos marginales de generación a través del
modelo SDDP (Stochastic Dual Dynamic Programming), esto es, hidrología,
parámetros de las centrales térmicas e hidráulicas y parámetros de la red de
transmisión.
• Describir el fundamento teórico del modelo SDDP y la metodología de
cálculo del PRG en sus dos componentes; energía y capacidad.
• Calcular el PRG con el ingreso de Máchala Power (fases dos y tres),
Interconexión con Perú, Termoriente, San Francisco, Mazar y demás
proyectos de generación.
• Calcular el PRG considerando la hipótesis de la libre importación de
combustibles por parte de los generadores térmicos con lo que se realiza un
análisis de sensibilidad respecto a la variación del precio internacional de
los combustibles.
» Calcular el PRG cpn el plan de expansión de generación oficial del
CONELEC.
• Calcular el PRG variando el plan de expansión de generación oficial del
CONELEC, considerando fechas de ingreso de los diferentes proyectos
dilatadas en el horizonte temporal.
* Realizar un análisis de resultados que contemple la influencia de la oferta
de nueva generación, la importación de energía a través de la interconexión
Ecuador - Perú, y Además considerar el efecto en el PRG de la libre
importación de combustibles para generación térmica.
1.4. ALCANCE.
El presente trabajo comprende fundamentalmente las siguientes fases: análisis
del marco regulatorio para la metodología de cálculo del PRG; descripción del
fundamento teórico del modelo SDDP; descripción de la metodología de cálculo
del PRG; cálculo del PRG y, análisis de los resultados obtenidos.
La primera etapa se compone del análisis de las leyes y reglamentos que
establecen definiciones y la metodología de cálculo del PRG y de la Tarifa Final
Promedio, como son: la Ley de Régimen del Sector Eléctrico y el Reglamento
de Tarifas, Reglamento de las Transacciones Internacionales de Electricidad y
el Reglamento de Funcionamiento del MEM. En esta fase también se establece
la metodología aplicada por el CENACE para el cálculo del PRG; y, se
describen las características principales de la herramienta computacional
SDDP.
La segunda fase del trabajo, comprende la descripción de los datos de entrada
requeridos por el programa SDDP es decir las condiciones operativas de las
centrales de generación, hidrología, modelación de la red de transmisión, etc.
La tercera fase se describe el fundamento teórico del modelo SDDP, la
metodología para el cálculo del PRG en sus dos componentes.
En la siguiente fase del estudio se realizan los cálculos considerando en
primera instancia tas hipótesis oficiales del plan de expansión del CONELEC,
luego basados en el mismo plan de expansión, se modifican las fechas de
entrada de los nuevos proyectos en el horizonte temporal; se consideran así
mismo un precio piso para los combustibles así como un análisis de la variación
del PRG con la variación del precio internacional de los combustibles. En esta
misma fase además se realiza el cálculo del PRG considerando la no entrada
al SNI de los proyectos más importantes vistos desde la óptica de la capacidad
que representan.
En la fase final de este trabajo se realiza la comparación de los valores del
PRG obtenidos en tos escenarios de estudio. Además se establecen
conclusiones y recomendaciones finales.
CAPITULO 2. MARCO REGULATORIO.
2.1 INTRODUCCIÓN.
El enfoque de mercado en e! que esta fundamentado el presente trabajo, no
deja de lado sin embargo, e| análisis del marco regulatorio el cual dicta las
premisas legales necesarias para realizar el cálculo del Precio Referencia! de
Generación como una componente de la tarifa al usuario final, por lo cual se ha
creído de vital importancia dedicarle el presente capítulo.
Se realiza un análisis comenzando por el Marco Regulatorio de primer nivel
que ofrece la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, luego se analiza el
segundo nivel comprendido por los Reglamentos, estos son, el Reglamento de
Tarifas, el Reglamento de Funcionamiento del MEM y el Reglamento para
Transacciones Internacionales de Electricidad.
2.2 ANÁLISIS DE LA LEY DE RÉGIMEN DEL SECTOR
ELÉCTRICO.
Siendo ta LRSE la que regula de actividades de Generación, Transmisión,
Distribución y Comercialización, además la Importación y Exportación de
Electricidad, a continuación se desarrolla un análisis exhaustivo de la fijación
de tarifas para el usuario final dando especial énfasis a la parte del Precio
Referencial de Generación.
Como lo estipula la Ley en lo referente a Mercados y Tarifas: "/as farifas por
suministros a consumidores finales abastecidos por empresas de distribución
que no tengan o no hayan ejercido la opción de pactar libremente sus
suministros serán aprobadas en forma de pliegos tarifarios por el CONELEC"1.
Es decir, no son considerados como grandes consumidores como lo estipula el
1 Ley de Régimen del Sector Eléctrico, Capítulo VIII, Artículo 51, Inciso e).
10
artículo 52 de la ley, los cuales pueden pactar precios y cantidades de
electricidad sin sujetarse a las disposiciones tarifarias del CONELEC.
En este mismo sentido, la antes mencionada ley dicta que: "/a tarifa para los
consumidores finales cubrirá los precios referenciales de generación, los
costos medios del sistema de transmisión y el valor agregado de
distribución (VAD) de empresas eficientes. En consecuencia, las tarifas
reflejarán los costos reales del servicio basados en parámetros internacionales
de calidad y eficiencia y en ningún caso excederán las que rijan en el mercado
internacional12.
Siguiendo con el análisi? de la LRSE, ésta define que: "tos precios
referendales de generación corresponden a los valores que tendrá que pagar
un consumidor final que no tuviese un contrato a largo plazo para el suministro
de la energía para cubrir los costos de la etapa de generación operada en
forma óptima. Estos valoras se calcularán como el promedio de los costos
marginales esperados rfe corto plazo extendidos en un período
suficientemente largo de operación simulada para estabilizar estos
costos, más el costo de la potencia disponible sea o no despachada de
conformidad con lo señalado en el artículo 48 de esta Ley"3.
Esta consideración de pagar electricidad aplicando el esquema marginalista y
además del pago por potencia puesta a disposición va de la mano con las
reformas que se llevaron a pabo luego de la disolución del antiguo INECEL y la
vigencia de la actual Ley dQ Régimen del Sector Eléctrico, que intrínsecamente
pretende dar apertura a I? inversión privada en la generación eléctrica en
nuestro país.
En cuanto al segundo componente de la tarifa la LRSE estipula: "Las tarifas
que paguen los agentes del mercado eléctrico mayorista por el uso del sistema
de transmisión, deberán, en su conjunto, cubrir los costos económicos
correspondientes a la anualidad de los activos en operación e inversión del
2 Ley de Régimen del Sector Eléctrioo, Capítulo VIII, Artículo 51, Inciso a)3 Ley de Régimen del Sector Eléctrico, Artículo 54.
11
plan de expansión; operación y mantenimiento y pérdidas de transmisión, en
tos niveles aprobados por el CONELEC.
El reglamento de tarifas vigente establecerá los valores que se paguen por
conceptos de conexión y costo del transporte y también establecerá los
parámetros que el regulador aplicará para fijar la tarifa que le corresponda
pagar a cada agente del mercado eléctrico mayorista'4.
En este artículo la ley pretende que se cubran todos los costos
correspondientes al ejercicio de transporte de electricidad tanto técnicos como
administrativos, así como las pérdidas en que se incurren.
Acerca del componente por servicios de distribución la LRSE define: "El valor
agregado de distribución, corresponde al costo propio de la actividad de
distribución de una empresa eficiente, sobre la base de procedimientos
internacionalmente aceptados, que tenga características de operación similares
a las de la concesionaria de distribución de la cual se trate.
Para calcular el valor agregado de distribución se tomará en cuenta las
siguientes normas:
a) Costos asociados al consumidor, independientemente de su demanda de
potencia y energía;
b) Pérdidas técnicas medias de potencia y energía;
c) Costos de inversión, operación y mantenimiento asociados a la distribución
en la empresa de referencia por unidad de potencia suministrada; y,
d) Costos de expansión, mejoramiento, operación y mantenimiento de sistemas
de alumbrado público que utilicen energía eléctrica'6.
4 Ley de Régimen del Sector Eléctrico, Artículo 55.5 Ley de Régimen del Sector Eléctrico, Artículo 56.
12
2.3 ANÁLISIS AL REGLAMENTO DE TARIFAS.
El Reglamento de Tarifas ^stablece las normas y los procedimientos que se
emplean para fijar la estructura, cálculo y reajuste de las tarifas aplicables al
consumidor final y el pago por el uso de los sistemas de transmisión y
distribución, en este sentido, a continuación se detallan los principales puntos
que él trata.
Los artículos 6 y 7 del mencionado reglamento definen en primera instancia los
costos atribuibles al servicio y en segunda los componentes del costo del
servicio: Tos costos pgra la determinación de las tarifas comprenderán, de
conformidad con la ley, los precios referencias de generación, los costos
medios del sistema de transmisión y el Valor Agregado de Distribución (VAD)
de empresas eficientes**. Además que los componentes de los costos son
entre otros los costos de ^nergía correspondientes a los costos variables de
distribución, el costo por restricción técnica del sistema, los costos de
capacidad, los costos de pérdidas, los costos de comercialización y los costos
por administración del sistema.
Ahora en cuanto al PRG, de conformidad a la Ley de Régimen del Sector
Eléctrico y al Reglamento de Tarifas, éste posee dos componentes: la
Componente de Energía y la Componente por Capacidad.
La componente de Energía corresponde "Al promedio ponderado de los costos
marginales de generación de corto plazo, para un período de simulación de
cuatro años del despacho de carga de mínimo costo, proveniente de la
planificación operativa del sistema de generación elaborado por el Centro
Nacional de Control de Energía, CENACE, con el objeto de mitigar las
variaciones que pueden experimentar los costos, tanto diaria como
estacionalmente Para efecto de este cálculo, el CONELEC preparará y
entregará al CENACE las hipótesis referentes al equipamiento previsto que
opere en ese período.
' Reglamento de Tarifas, Artículo 6.
13
Para efecto de este cálculo, el CONELEC preparará y entregará al CENACE
las hipótesis referentes al equipamiento previsto que opere en ese período.
Se obtendrán seis valores promedio para períodos horario • estacionales. Se
considerarán dos estaciones al año: estación lluviosa y estación seca. Los
valores correspondientes a la estación lluviosa se aplicarán a los consumos de
los meses de abril a septiembre y los correspondientes a la estación seca se
aplicarán a los consumos de octubre a marzo. En cada una de estas
estaciones se considerarán los siguientes períodos horarios:
1) De punta: Desde las 17hOO hasta las 22hOO de lunes a domingo,
2) De demanda media: Desde las 07hOO hasta las 17hOO de lunes a
viernes; y,
3) De base: Las restantes horas de la semana.
Para los días festivos nacionales se considerarán horas de punta y base
similares a las del día domingo.
Este componente será calculado incluyendo el costo de las restricciones que
impidan la ejecución de un despacho a mínimo costo, para mantener
condiciones operativas apropiadas; o, aquellas aprobadas por el Consejo
Nacional de Electricidad, CONELEC, respecto de la generación requerida para
superar deficiencias en los sistemas de transmisión y distribución"7.
Con respecto a la componente de Capacidad el Reglamento versa
textualmente: "Corresponderá a la anualidad de las inversiones consideradas a
la Tasa de Descuento y para una vida útil aprobadas por el Consejo Nacional
de Electricidad, CONELEC, para poner en funcionamiento un equipamiento
marginal de mínimo costo, para cubrir la demanda máxima del sistema, a la
7 Reglamento de Tarifas, Artículo 8.
14
que se agregarán los costos fijos de operación y mantenimiento
correspondientes.
El Centro Nacional de Control de Energía, CENACE, entregará al ConsejoiNacional de Electricidad, pO/VELEC, los resultados de estos cálculos,
anualmente, hasta el último día laborable del mes de mayo, junto con las
observaciones que considerara pertinentes.
En el caso de sistemas eléctricos no incorporados, el precio referencial de
generación será calculado por el concesionario y sometido a la aprobación del
Consejo Nacional de Electricidad, CONELEC**.
Como lo indica la ley, el PRG consta de dos componentes: de Energía y de
Capacidad; la primera depende fundamentalmente de las condiciones
hidrológicas de la zona en que se hallan ubicadas las principales centrales
hidroeléctricas, de los precios de combustibles y de la demanda de electricidad;
mientras la segunda depende de la disponibilidad de cada central para ser
remuneradas.
A pesar de que dentro del alcance de este trabajo no se incluye el cálculo del
costo medio del sistema de transmisión y del VAD, es importante analizar su
sustento legal, por lo cual a continuación se detallan los aspectos y
componentes que permiten obtener estos valores, según lo dicta el reglamento
de tarifas vigente.
El Artículo 9 del reglamento describe el Costo medio del Sistema de
Transmisión como "El costo de capacidad que se determina como la suma de
los costos de inversión, depredación, administración, operación, mantenimiento
y pérdidas.
Los costos de inversión provendrán del programa de expansión optimizada del
sistema, para un período de diez años, cuyo estudio será preparado por el
Reglamento de Tarifas, Artículo 8.
15
Transmisor, en coordinación con el Centro Nacional de Control de Energía,
CENACE y aprobado por el Qonsejo Nacional de Electricidad, CONELEC.
Mediante el flujo de caja descontado de los activos de la empresa de
transmisión considerada la expansión optimizada; y, asociados a la demanda
máxima correspondiente, s$ obtendrán los costos medios de inversión. El costo
imputable a la tarifa será ls( anualidad de los costos medios de inversión para
una vida útil de treinta años y la tasa de descuento aprobada por el Consejo
Nacional de Electricidad, CONELEC.
Los costos de depredación, administración, operación y mantenimiento serán
calculados por el transmisor y aprobados por el Consejo Nacional de
Electricidad, CONELEC.
Los estudios con el cálculo de los costos medios de transmisión serán
entregados por el transmisor al Consejo Nacional de Electricidad, CONELEC
para su aprobación, hasta el último día laborable del mes de mayo de cada
año, para que éste pueda fijar las tarifas de transmisión'*.
El artículo 10 del reglamento define el VAD y establece el plazo de
presentación del mismo, como sigue: "El Valor Agregado de Distribución (VAD)
será obtenido para los niveles de subtransmisiónt media tensión y baja tensión
y su costo, en cada uno de ellos, tiene los componentes de costo de capacidad,
administración, pérdidas y comercialización.
El estudio técnico - económico respectivo con los resultados del cálculo del
Valor Agregado de Distribución (VAD) será presentado por cada distribuidor al
Consejo Nacional de Electricidad, CONELEC, hasta el último día laborable del
mes de mayo de cada año; estos resultados deberán ajustarse a los valores del
Valor Agregado de Distribución (VAD) para la empresa de referencia, según lo
dispuesto en el artículo 56 de la Ley.
' Reglamento de Tarifas, Articulo 9
16
El CONELEC fijará y publicará anualmente las tarifas de distribución,
considerando entre los elementos y factores que para tal efecto establecen la
Ley y este Reglamento, comp valor constante, un mismo VAD de distribución,
individualizado para cada empresa, que se aplicará a períodos que no podrán
exceder de cuatro años. Para determinar este VAD se tomarán en cuenta los
programas cuatrienales de inversión preparados por las empresas
distribuidoras y aprobadas por el CONELEC; entidad que supervisará
anualmente el cumplimiento de los programas"10
En el mismo artículo del reglamento se describen los componentes para el
VAD, de la siguiente manera:
"a) Componente de Subtransmisión para el Valor Agregado de
Distribución (VAD).
Corresponde al costo de capacidad que se determina como la suma de los
costos efe tos activos en servicio y los gastos de administración, operación y
mantenimiento asociados a la demanda máxima coincidente del sistema.
El cargo por el componente de capacidad corresponderá a la anualidad de las
inversiones promedio por la unidad de demanda, para una vida útil de treinta
años.
La tasa de descuento será aprobada por el Consejo Nacional de Electricidad,
CONELEC.
b) Componente de Media Tensión para el Valor Agregado de
Distribución (VAD).
La valoración de activos en servicio, para establecer la componente de media
tensión para el Valor Agregado de Distribución (VAD), se llevará a cabo sobre
la base de un inventario físico de Unidades de Propiedad Estándar valoradas
' Reglamento de Tarifas, Artículo
17
con Costos Normalizados, obtenidos por el distribuidor y aprobados por el
Consejo Nacional de Electricidad, CONELEC.
Las Unidades de Propiedad Estándar se establecerán para caracterizar lo más
ampliamente posible los activos de media tensión en servicio, tomando en
consideración, entre otros aspectos, el tipo de construcción, la conformación
del circuito y el área geográfica que cubre.
La identificación de la composición típica de las Unidades de Propiedad
Estándar será realizada por el distribuidor, a su costo, y provendrá de muestras
representativas de tramos de red construidos con base en normas técnicas.
El Distribuidor determinará el costo de inversión de cada Unidad de Propiedad
Estándar aplicando los costos normalizados de materiales y montaje a precio
de mercado.
El valor agregado de cada Unidad de Propiedad Estándar corresponderá a la
anualidad del costo de inversión más los costos de operación y mantenimiento
correspondientes. La apualidad se calculará para el período de vida útil y la
Tasa de Descuento que el Consejo Nacional de Electricidad, CONELEC,
determine.
El Distribuidor mantendrá actualizado el inventario físico de los activos en
operación para determinar con exactitud las existencias de cada unidad de
propiedad definida.
La componente de media tensión para el Valor Agregado de Distribución
(VAD), resultará de dividir la valoración de los activos entre la demanda
máxima coincidente del Distribuidor, excluyendo las cargas conectadas en el
Sistema de Subtransmisión;
c) Componente de Baja Tensión para el Valor Agregado de
Distribución (VAD).
18
Comprenderá los activos en servicio que corresponden a las instalaciones de
transformadores de distribución y las redes de baja tensión.
En ambos casos se seguirá la metodología general indicada en el literal
anterior para la componente de media tensión excluyendo, al conformar las
unidades de propiedad, aquellos elementos que ya han sido considerados en
las unidades de propiedad de media tensión.
La componente de transformadores de distribución para el Valor Agregado de
Distribución (VAD) resultará de dividir la valoración de los activos
correspondientes, entre la demanda máxima coincidente del Distribuidor,
excluyendo las cargas conectadas, en el sistema de subtransmisión y aquellos
directamente atendidos en media tensión.
La componente de redes de baja tensión para el Valor Agregado de
Distribución (VAD) resultará de dividir la valoración de los activos
correspondientes, entre la demanda máxima coincidente del distribuidor,
excluyendo las cargas conectadas en el sistema de subtransmisión, y de
aquellos clientes directamente conectadas a transformadores de distribución.
d) Componente de Comercialización para el Valor Agregado de
Distribución (VAD).
Comprenderá los activos en servicio correspondiente a la acometida y Sistema
de Medición del Cliente. Para la determinación de este costo se utilizará la
metodología indicada en el literal b) de este artículo. En este caso, las
Unidades de Propiedad Estándar serán definidas y valoradas en función del
punto de entrega, sea este en subtransmisiónr media tensión o baja tensión. El
inventarío se llevará a cabo para determinarlas existencias de cada Unidad de
Propiedad Estándar y el número de consumidores atendidos.
Adidonalmente incluirá los costos de operación, mantenimiento de acometidas
y Sistemas de Medición y la facturación al cliente. Estos costos serán cargados
proporcionalmente a los costos de activos obtenidos por nivel de servicio; y,
19
e; Componente de Administración para el Valor Agregado de
Distribución (VAD).
El Distribuidor incluirá sus costos de administración en los costos de capacidad
de los componentes del Valor Agregado de Distribución (VAD) de
subtransmisión, media tensión, baja tensión y comercialización, en
proporciones iguales o en las proporciones que sean definidas por el
distribuidor, con su respectivo justificativo*11.
Al igual que en la Transmisión, la ley trata de que se cubran todos los costos
que se incurren en la Distribución y Comercialización de la electricidad.
Además el presente reglamento prevé el reajuste de las tarifas en sus tres
componentes en base a la evolución de los precios de electricidad en el
Mercado Spot. Así textualmente el reglamento estipula lo siguiente "Las tarifas
publicadas en el pliego tarifario, tanto para el consumidor final, como la tarifa de
transmisión y los peajes de distribución serán reajustadas automáticamente
con base en fórmulas aprobadas por el Consejo Nacional de Electricidad,
CONELEC, y que forman parte de los pliegos tarifarios. Los reajustes se harán
efectivos siempre y cuando los costos de generación, la Tarifa de Transmisión
y el VAD, individualmente considerados, presenten una variación acumulada en
el tiempo, superior al 5% en más o en menos de su base de cálculo."12
Particularmente, en cuanto al PRG el mismo artículo en su inciso a) versa, que
para las fórmulas de reajuste el CONELEC considerará lo siguiente: "La
variación del costo de generación entre los costos referenciales de generación
y los costos marginales reales provenientes del despacho a mínimo costo del
Centro Nacional de Control de Energía, CENACE"13
11 Reglamento de Tarifas, Artículo 10.12 Reglamento de Tarifas, Artículo 22.13 Reglamento de Tarifos, Artículo 22, inciso a).
20
2.4 ANÁLISIS AL REGIMENTÓ DE LAS TIE.
Es indudable la gran ventaja que posee la formación de un mercado regional
de Electricidad, ya sea ésta desde el punto de vista técnico, así como desde e!
punto de vista comercial; pues por una parte se logra un aumento en el nivel de
seguridad y operación de los sistemas, mientras por otro se disminuyen los
costos de inversión además de lograr una operación coordinada más
económica.
De esta manera, a continuación se tratarán las principales componentes
legales de la Ley de Transacciones Internacionales de Electricidad (TIE).
Las premisas fundamentales del reglamento para las TIE que determinan el
marco general para la integración subrregional de sistemas eléctricos e
intercambio comunitario de electricidad son entre otras :
• "Eliminar toda discriminación de precios entre mercados nacionales y
mercados externos; así mismo no discriminar en el tratamiento que se
conceda, a los agentes internos y extemos, tanto para la demanda como
para la oferta de electricidad.
• Garantizar el libre acceso a las líneas de interconexión internacional.
• El uso físico de las interconexiones será consecuencia del despacho
económico coordinado de los mercados, el cual será independiente de los
contratos comerciales de compraventa de electricidad.
• Los contratos que se celebren para la compraventa intracomunitaria de
electricidad serán únicamente de carácter comercial. Ningún contrato de
compraventa podrá influir en el despacho económico de los sistemas.
• La remuneración de la actividad del transporte de electricidad en los
enlaces internacionales tendrá en cuenta que la aplicación del principio de
21
libre acceso a los enlaces elimina la vinculación entre el flujo físico y tos
contratos de compraventa internacional de electricidad.
• Asegurar condiciones competitivas en el mercado de electricidad, con
precios y tarifas que reflejen costos económicos eficientes, evitando
prácticas discriminatorias y abusos de posición dominante.
• Permitir la libre contratación entre los agentes del mercado de electricidad
de los países, respetando los contratos suscritos de conformidad con la
legislación y marcos regulatorios vigentes, sin establecer restricciones al
cumplimiento de los mismos, adicionales a las estipuladas en los contratos
para tos mercados nacionales.
• Permitir las transacciones internacionales de electricidad de corto plazo
(TIE).
• Promover la participación de la inversión privada en el desarrollo de la
infraestructura de transporte de electricidad para las interconexiones
internacionales.
• Las rentas que se originen como resultado de la congestión de un enlace
internacional no serán asignadas a los propietarios del mismo.
• No conceder ningún tipo de subsidio a las exportaciones ni importaciones
de electricidad; tampoco imponer aranceles ni otros gravámenes,
impuestos, o restricciones específicos a las importaciones y exportaciones
intracomunitarias de electricidad.
• Los precios de la electricidad en ambos extremos de los enlaces
intracomunitarios deberán servir para valorar las transacciones
22
internacionales de electricidad de corto plazo, producto de los flujos físicos
determinados por los despachos económicos coordinados"14.
Así mismo, en cuanto a la administración de las TIE, se dispone en el artículo 7
del Reglamento para las TIE y en concordancia con los artículos 6,8,9 del
Reglamento de funcionamiento del MEM, que: "El CENACE tiene la
responsabilidad de realizar la administración técnica y financiera de la
importación y exportación de electricidad que se realice en el MEM, cumpliendo
la normativa para el funcionamiento del MEM y para el despacho y operación"15
Para dar viabilidad a las TIE, es necesario que se establezca el marco
reguiatorio de tercer nivel, esto es, regulaciones concernientes a los acuerdos
operativos y acuerdos comerciales que contienen las obligaciones y
responsabilidades en la operación técnica de los sistemas y en la
administración comercial en relación con los enlaces internacionales entre los
países involucrados. A continuación se dan citas textuales en lo concerniente a
los contenidos de los Acuerdos Operativos y Comerciales:
"Dichos Acuerdos Operativos deberán establecer las obligaciones y
responsabilidades en la operación técnica de los sistemas en relación con los
enlaces internacionales entre los países, además de definir los procedimientos
para recibir o entregar electricidad"16.
"Dichos Acuerdos Comerciales deberán establecer las obligaciones y
responsabilidades en la administración comercial de los mercados en relación
con los enlaces internacionales entre los países, además de definir los
procedimientos para la liquidación derivada de tales transacciones"17.
Las TIE son fundamentalmente intercambios de energía cuya característica
principal es que se llevan a cabo en el mercado puntual, lo que hace necesario
modelar este intercambio en el nodo de interconexión como una barra de
14 Reglamento para las Transacciones Internacionales de Electricidad, Artículo 5.15 Reglamento para las Transacciones Internacionales de Electricidad, Artículo 7.16 Reglamento para Transacciones Internacionales de Electricidad, Artículo 9.17 Reglamento para Transacciones Internacionales de Electricidad, Artículo 10.
23
generación cuando el MEM ecuatoriano esté importando energía o cuando se
trata de exportar electricidad, se modela en el nodo de interconexión una barra
de carga, donde se representa la demanda requerida por el país vecino, la
diferencia de precios entre un mercado y el otro determina la dirección del flujo
de potencia en la línea de interconexión. Esto está expresado en los Artículos
13, 14, 15 y 16 del Reglamento para TIE.
Para un adecuado desarrollo técnico de las TIE se establecen Acuerdos
Operativos entre los operadores de los sistemas involucrados, dentro de estos
acuerdos se tratan aspectos como: despacho económico coordinado,
formación del precio en el nodo de frontera, comparación de precios en el
enlace internacional, despacho de las TIE y operación de los enlaces
internacionales. Esto lo estipula el reglamento en el capítulo IV del Reglamento
para TIE y sus correspondientes Artículos.
A más de suscribir acuerdos donde se definen los estándares de operatividad y
calidad, es importante analizar los aspectos comerciales donde se define que
los precios ex - post del mercpado ocasional, son los indicados para liquidar las
transacciones comerciales por efecto de compra - venta de electricidad; así
mismo, debe tratarse la asignación de dinero producto de la exportación de
electricidad o cuando se trate de importación la recaudación que ésta
demanda. Además se establecen aspectos concernientes a los sistemas de
medición comercial, tales como: ubicación y responsabilidad de instalación y
mantenimiento de éstos.
En cuanto a los enlaces internacionales que hacen tangible las TIE, el capítulo
VI del reglamento expresa a manera de resumen que la construcción de los
enlaces y su planificación y expansión es responsabilidad de la empresa
transmisora de cada país; la remuneración a los enlaces se hará de acuerdo al
marco regulatorio para remuperar este tipo de servicio de cada país; siendo
este enlace de uso único para realizar las TIE.
Los contratos de compra - venta de electricidad, según lo especifica el
reglamento en su capítulo Vil, poseen las siguientes características principales:
24
el despacho económico coordinado se lo realiza independientemente de los
contratos, los agentes calificados para suscribir contratos de importación de
electricidad son los Distribuidores y Grandes Consumidores, y para exportación
de energía los Generadores, los cuales tienen que presentar la respectiva
garantía que respalde su oferta de generación.
2.5 MARCO REGULATORIO PARA PAGO POR POTENCIA.
2.5,1 Reglamento para el funcionamiento del Mercado Eléctrico Mayorista.
En el capítulo 3 del mencionado reglamento referente a la fijación de precios en
el MEM, en el artículo 16 se define a la potencia remunerable puesta a
disposición (PRPD) como: "/a potencia activa destinada a cubrir los
requerimientos de electricidad para la demanda punta, cuyo cálculo,
responsabilidad del CENAQE, se obtiene a través de la simulación de
operación económica del sistema, cuyas premisas son: períodos hidrológicos
(seco:Oct~Marzo; lluvioso: Marzo-Sept), bloques de demanda horaria,
proyección de la demanda, estadística hidrológica, costos variables de
producción y parque generador disponible*18.
En cuanto a la reserva adicional de potencia y la reserva para regulación de
frecuencia, el artículo 17 del reglamento citado, define como responsable de
evaluar estos requerimientos de potencia al CENACE; el mismo que establece
el óptimo porcentaje de reserva para Regulación Primaria de Frecuencia (RPF),
y que es definido estacionalmente, siendo de carácter obligatorio la
participación de los generadores en la RPF. Así mismo, el ente administrador
del MEM, determina la reserva requerida para Regulación Secundaria de
Frecuencia (RSF).
En cuanto al Precio Unitario de Potencia (PUP) y la Remuneración de costos
de arranque y parada, el artículo 18 del reglamento analizado, define al PUP
18 Reglamento para el Funcionamiento del MEM, Capítulo 3, Artículo 16.
25
como "el costo unitario mensual de capital más costos fijos de operación y
mantenimiento de la unidad generadora más económica para proveer potencia
de punta o reserva de energía en el año seco Identificado"19. En el mismo
artículo se establece que lp§ costos mensuales de capital se determinan con el
factor de recuperación de capital considerando la tasa de descuento utilizada
en el cálculo de tarifas; el tipo de unidad, su costo y el tiempo de vida útil será
definido por el CONELEC.
El PUP es entonces la base para determinar la remuneración de la PRPD y del
pago por concepto de RSF.
"La reserva adicional de potencia se remunerará con el valor que resulte de la
licitación y éste no podrá ser mayor al definido para PRPD y para la regulación
de frecuencia1*0
El costo por arranque o parada, en el caso de que unidades turbovapor, por
condiciones operativas del sistema, se requiera pararlas, se reconocen los
costos de arranque y parada, los mismos que son liquidados en base al Cargo
Equivalente de Energía, el cual corresponde a la relación entre la remuneración
total que los generadores percibirán por Potencia Remunerable Puesta a
Disposición, Reserva Adicional de Potencia y Reserva para Regulación
Secundaria de Frecuencia y por los Costos de Arranque y Parada de una
unidad turbo - vapor, en ese período y, la correspondiente energía total
entregada en las horas de demanda media y punta a los Distribuidores y
Grandes Consumidores, en los respectivos nodos de cada agente receptor. Lo
anteriormente descrito se lo estipula en los artículos 18, 20 y 26 del reglamento
en estudio.
En el caso que existan Restricciones Operativas, comprendidas éstas como
limitaciones impuestas por la Red de Transmisión o por los Agentes del MEM
que "obliguen el despacho de unidades menos económicas debido a la
19 Reglamento para el Funcionamiento del MEM, Capítulo 3, Articulo 18.20 ídem 17.
establecidos en el artículo 18.
En los meses en los que la unidad o planta esté indisponible total o
parcialmente se aplicará el menor valor entre la Potencia Remunerable Puesta
a Disposición y la potencia media puesta a disposición en ese mes."22
En el caso de pactar Contratos a plazo entre Agentes del MEM, el CENACE
informa, la cantidad de potencia que por estos conceptos deba ser considerada
en tales contratos, a fin que sea evaluada y considerada.
21 Reglamento para el Funcionamiento del MEM., Artículo 20.
22 Reglamento para el Funcionamiento del MEM, Artículo 25.
27
"Para el cobro por concepto^ de Potencia Remunerable Puesta a Disposición,
Reserva Adicional de Potencia, Reserva para Regulación Secundaria de
Frecuencia, y Costos de Arranque y Parada de una unidad turbo-vapor, el
CENACE obtendrá, una vez concluido cada mes y para el período total del mes
concluido, un valor por unidad de energía denominado Cargo Equivalente de
Energía"23.
El Reglamento de funcionamiento del MEM además define que para la
Regulación de Tensión (calidad del producto) son responsables todos los
Agentes, esto es, por el control del flujo de potencia reactiva en sus puntos de
intercambio con ei MEM, ?n función de las Regulaciones que emita el
CONELEC sobre la materia.
"En base al equipamiento para suministrar potencia reactiva, declarado por los
generadores, transmisor, distribuidores y grandes consumidores, el CENACE
verifica el cumplimiento de la calidad del servicio, esto es, niveles de tensión y
sobrecarga del equipamiento y se determinará los cargos fijos que deben
abonar los agentes del mercado por el incumplimiento de las Regulaciones"24.
De esta manera, se tienen las pautas legales para establecer en primera
instancia las regulaciones correspondientes al pago por potencia, siendo éste
la suma de una serie de componentes: PRPD, Pago por Generación Forzada,
Pago por Generación de Reactivos y Pago por Arranque-Parada de unidades
Turbovapor, así como los prpcedimientos oficiales que hacen posible que el
CENACE obtenga los vajores correspondientes y realice su labor de
Administrador de las transacciones dentro del ámbito del MEM.
23 Reglamento para el Funcionamiento del MEM, Artículo 26.24 Reglamento para ei Funcionamiento del MEM, Artículo 28.
29
procesos hidrológicos pueden ser caracterizados como procesos estocásticos o
como la combinación de procesos determinísticos y estocásticos.
3.2.1 Seríes históricas de caudales.
Uno de los puntos más importantes para el desarrollo de la política operativa
óptima de un sistema hidrotérmico es el análisis de series históricas de
caudales, necesarias para realizar con ellas una proyección de caudales
futuros mediante técnicas matemáticas. En el presente estudio se utiliza el
paquete computacional "Stochastic Dinamic Dual Programing" (SDDP), que
utiliza un modelo estocástico para el tratamiento hidrológico de sistemas
hidrotérmicos.
En el Anexo 3.1 se presenta un ejemplo de una serie histórica de caudales
medios mensuales para el embalse Amaiuza de la central hidroeléctrica Paute.
3.2.2 Caudales totales e increméntales.
Es fundamental entender, que en un modelo estocástico, la dependencia entre
los caudales cuando existen centrales hidroeléctricas en cascada cobra notable
relevancia. Caso similar sucede cuando dos centrales hidroeléctricas se
encuentran localizadas la una en un río secundario (afluente) mientras la otra
aguas abajo se encuentra en el río principal, como se muestra en la siguiente
figura.
30
Con respecto a esto, existen dos formas de definir los datos de caudales: a) el
caudal natural total afluente a cada embalse, e! cual representa la suma de
todos los caudales afluentes al embalse; o b) caudal incrementa! (lateral),
utilizado en centrales cuyos caudales se ven influenciados por la adición de
caudales pertenecientes a ríos secundarios.
3.3 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA.
La demanda de electricidad no sigue bajo ninguna circunstancia un crecimiento
lineal y sostenido, más aún si es que ésta es ligada con factores de tipo
económico y de estacionalidad, que hacen que su comportamiento sea
analizado a través de métodos de tipo econométrico que relacionan el
crecimiento del PIB y otras variables macro económicas, con el crecimiento de
la demanda de electricidad.
De esta forma, el CONELEC, como ente de regulación y control, además de
establecer los planes para el desarrollo de energía eléctrica como lo dicta el
Artículo 12 de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, entre sus múltiples
obligaciones tiene el deber de presentar el Plan Nacional de Electrificación,
dentro del cual se detalla la proyección de la demanda tanto en bornes de
b) Plantas aguas aoa/o para wminamienio.- se aennen ae esia maneía a
la planta o plantas que se ubican río abajo de otra estación hidroeléctrica
con la finalidad de determinar sus caudales totales o laterales, que serán
utilizados para generación de electricidad.
c) Plantas aguas abajo para filtración,- Es importante definir las plantas
aguas abajo para filtración ya que una central (ubicada aguas abajo) puede
utilizar el agua que se filtra a través de las paredes de un embalse aguas
arriba.
d) Número de generadores en la planta.- El número de generadores en la
central hidroeléctrica es un parámetro importante en especial para
establecer un plan de mantenimiento.
e) Factor de regulación para central de pasada(f).- Este parámetro mide la
capacidad de modulación de una planta de pasada, es decir, la habilidad
de utilizar la pequeña capacidad de almacenamiento del embalse para
transferir generación de electricidad de bloques de demanda baja para
bloques de demanda alta.
Este parámetro toma valores en el rango [0,1]. Es igual a uno cuando la
planta no tiene capacidad de almacenamiento, consecuentemente, fa
energía generada sigue exactamente el perfil del caudal afluente. Si es
igual a cero la capacidad de almacenamiento es suficiente para una
completa modulación, es decir, el volumen turbinado en un bloque de
demanda puede diferir del caudal afluente con el requerimiento de que la
suma de los caudales turbinados y vertidos en la etapa considerada sea el
caudal promedio del caudal afluente.
f) Estado de construcción.- Este es un parámetro importante en la
construcción de la política operativa óptima del sistema, pues se necesita el
conocimiento de las fechas tentativas de entrada de nueva generación que
harán variar en el futuro los costos marginales de la energía.
capacidad mínima y máxima en unidades de volumen de un embalse.
f) Capacidad instalada.- Es la suma de fas capacidades nominales de las
unidades de generación de una central eléctrica. La producción de la planta
en cada etapa de bloque de demanda, se calcula como el mínimo entre el
valor de este campo y el producto del caudal turbinado por el coeficiente de
producción.
g) Cosío de operación y mantenimiento.- Es el costo que se incurre en la
operación y mantenimiento de los equipos de la central hidroeléctrica que
34
hace posible la producción de energía. Es un costo de tipo variable, pues
está ligado a la cantidad eje energía producida.
h) Factor de producción función de la altura.- Este factor de producción, es
utilizado para definir como se altera el coeficiente de producción de una
planta por efecto de la variación del nivel de agua almacenado en un
embalse aguas abajo, o para establecer el efecto de diferentes eficiencias
de turbinas asociadas a un mismo embalse (también cuando están
localizadas en barras diferentes en el sistema de transmisión). La caída de
la planta se calcula, en cada etapa, por la diferencia entre la cota del agua
almacenada en el embalse (en m.s.n.m.) y el máximo entre el nivel de salida
del agua y la cota del agua almacenada en el embalse aguas abajo.
i) Condición inicial.- Es pl volumen de agua almacenado en el embalse de
una planta hidroeléctrica justo en el inicio del estudio, también a ésta se la
puede establecer a través del nivel de agua almacenada en el embalse
(cota).
j) Costo de vertimiento.- Se define un valor de penalización económica por
vertimiento de aguas en el embalse.
k) Indisponibilidad de Corto Plazo (ICP %).- Este factor representa el efecto
de las fallas aleatoria? del equipo en la capacidad de producción de
electricidad.
I) Indisponibilidad Histórica (IH %).- Representa el efecto conjunto del
mantenimiento y de la salida forzada del equipo en la capacidad de
producción de la central.
3.4.1.1.3 Tablas.
Es necesario, para establecer un estudio del comportamiento estocástico del
nivel de aguas dentro de un embalse y para un correcto manejo del mismo
35
dentro del ámbito operativo, el definir tablas de datos para representar la
interrelación y variación de parámetros con el nivel de almacenamiento. Para
ello se establecen 5 tablas que arrojarán el cálculo de la política hidrotérmica
óptima. Estas gráficas son las que se dan a continuación:
a) Factor de producción Vs. Volumen.
b) Área Vs. Volumen.
c) Filtración Vs. Volumen.
d) Cota Vs. Volumen.
e) Evaporación.
En el Anexo 3.3 constan las tablas definidas en los ítems anteriores para el
embalse de Hidronación.
3.4.1.2 Centrales Térmicas.
3.4.1.2.1 Datos Operativos.
a) Generación mínima.- En caso de ser una planta commitment representa la
generación mínima técnica de la central en caso de ser despachada, está
asociada a la curva de capabilidad de cada uno los generadores y
mayormente al costo operativo de arranque de ios mismos (costo oneroso
en centrales de vapor). Por el contrario si la planta es no commitment ésta
representa la generación mínima de la planta independiente de su costo
operativo.
b) Generación máxima.- Representa la capacidad máxima de la central.
c) Numero de unidades.- Es el número de unidades con que cuenta la
central eléctrica. Estg información resulta fundamental en la realización de
los cronogramas de mantenimiento de la central.
Standard o térmica normal.
Must-run, la cual genera independientemente de su costo operativo,
siendo la generación de la central igual a su capacidad de generación.
Tipo beneficio la cual representa mercados spot de energía, la planta
tiene generación negativa (venta de energía) y costo operativo negativo
que representa los ingresos de esta venta.
Este tipo de plantas representan interconexiones en las cuales, en la
barra de interconexión se realizan los intercambios de Electricidad que
37
pueden ir en uno u otro sentido, por lo que se pueden tener en ella
costos operativos positivos en el caso de una compra (importación) y
negativos en caso de una venta (exportación).
i) Construcción de la planta.- Es un dato utilizado para establecer si ta
central de generación es existente, en cuyo caso, ésta ya esta incluida en la
configuración inicial del sistema; o, futura cuando la planta se encuentra en
construcción, para lo cual se requiere una fecha de entrada definida.
3.4.1.2.2 Consumo y d^tos de múltiples combustibles.
El consumo de combustible de una central térmica depende directamente de la
cantidad de electricidad que está generando, del calor específico del
combustible, de la eficiencia del grupo turbina-generador, entre otros. De esta
forma es necesario, para realizar el estudio del comportamiento de este
parámetro, establecer el consumo de combustible por cada MWh producido a
través de curvas lineales por partes, además este consumo se puede ingresar
por bloques de demanda como se indica a continuación:
El consumo de combustible dpbe considerar:
• Cosío operativo de la planta, obtenido como el producto del costo de
combustible por el consumo de combustible de la planta.
• Cosío variable de operación y mantenimiento.
• Costo de transporte de combustible.
\l costo operativo global de !$ planta en $/MWh, se calcula a través de:
<CB+CT)C
Donde: CB: costo unitario de combustible ($/unidad de combustible).
adecuado del despacno económico progiamauu, HUÍ m
sobrecostos por el ingreso de generación costosa, influyendo de esta manera
el costo marginal de la energía.
Así se establece la configuración de la red a través de sus componentes, esto
es barras, líneas de transmisión, subestaciones, etc. El Sistema Nacional de
Transmisión (SNT) está conformado por un anillo de 230 kV, con líneas de
doble circuito que unen las subestaciones Paute, Milagro, Pascuales, Quevedo,
Sto. Domingo, Sta. Rosa, Totoras y Riobamba. Vincula la demanda de
electricidad de los dos polos de desarrollo más grandes del país, Guayaquil y
Quito, con la principal fuente de generación Hidroeléctrica, Paute. Además se
cuenta con ramales radiales a 138 kV y 69 kV que unen así mismo centros de
demanda y de generación a lo largo y ancho de la geografía nacional,
exceptuando las provincias nororientales y el archipiélago de Galápagos que
funcionan al momento como sistemas eléctricos aislados. Además cuenta con
una línea de transmisión 230 kV de doble circuito que sirve como enlace entre
el SNI y el Sistema Eléctrico Colombiano, por medio de la cual se importa o se
exporta energía dentro del marco regulatorio de las Transacciones
Internacionales de Electricidad (TI E). Esta línea tiene una capacidad de
transmisión de 250 MW.
3.5 PROGRAMA DE MANTENIMIENTOS
El objetivo que persiguen los mantenimientos, en las centrales de generación o
en la red de transmisión, ya sean estos, preventivos, correctivos o emergentes,
es principalmente el mantener operativos los equipos utilizados en la
generación y transporte de electricidad.
Es así, dentro de una de sus múltiples obligaciones, como lo establecen los
Artículos 5, 12 y 16 del Reglamento de Despacho y Operación del SNI, en
nuestro país el CENACE es el encargado de coordinar y aprobar los
40
mantenimientos programados, de los agentes generadores y de la empresa
transmisora, persiguiendo fundamentalmente: la disponibilidad de potencia y
energía para satisfacer la demanda del SNI, minimizar los costos de operación,
garantizar los niveles de reservas y evitar los vertimientos de las centrales
hidroeléctricas, es decir, una operación técnica y económicamente adecuada.
Los programas de mantenimiento reducen la disponibilidad de unidades de
centrales de generación, lo cual conlleva a despachar centrales con un costo
variable de producción más alto, que repercuten directamente en el PRG, ya
que se generan remuneraciones por potencia remunerable puesta a disposición
aún cuando las centrales no estén disponibles.
Para ilustrar los mantenimientos programados en el Anexo 3.4 consta el
programa de mantenimientos de la central hidroeléctrica de Paute en el formato
de "reducción", es decir, que se especifica el valor de potencia que se substrae
de la capacidad de la planta.
oepenae aei niveí ae generación ae ias aemas uniaaue» y ia upei «wui i uc uncí
unidad afecta la capacidad de generación o disponibilidad de otra unidad. Esto
se explica mediante la función de costo futuro(FCF), función de costo
inmediato(FCI) y por las ecuaciones de balance hídrico.
4.2.1. Operación de Sistemas Hidrotérmicos.
a) Dependencia temporal de la operación.
La operación de un sistema hidrotérmico depende en gran medida de la
capacidad de almacenamiento de los embalses, ya sea que éstos tengan
regulación semanal (Paute), mensual (Pucará) o estacional, lo que hace
dependiente los costos futuros de las decisiones de turbinar o almacenar ef
agua en un embalse.
En la operación de largo plazo donde los lapsos que se manejan son desde
una semana hasta varios años, se persigue como objetivo minimizar los gastos
en combustible que se incurren en la generación térmica y al mismo tiempo,
satisfacer las constantes en el sistema hidro (cuando se tiene centrales
ubicadas en la misma cuenca hidrológica y cuando se tienen embalses
multipropósito diseñadas para el control de inundaciones).
Así, si se usan hoy las reservas de energía hidroeléctrica con el objetivo de
minimizar los costos térmicos, y ocurre una sequía severa en el futuro, podría
ocurrir un racionamiento de costo elevado; si por otro lado, se preservan las
44
Volumen anal
COSTO INMEDIATO (FCI) Y COSTO FUTURO (FCF) VS. ALMACENAMIENTO
La FCF representa el costo esperado de generación térmica asociada al
racionamiento del final de upa etapa hasta el final del período de estudio. En el
futuro el costo disminuye a medida que aumenta el volumen almacenado final,
esto se justifica en el hecho de la abundancia de energía hidro en el futuro.
El cálculo de la FCI se lo realiza directamente como el costo térmico necesario
para complementar la generación hidro disponible y satisfacer la demanda de
energía en una etapa t.
El cálculo de la FCF se lo realiza en términos conceptuales a través de
simulaciones operativas del sistema para diferentes niveles de almacenamiento
inicial, el horizonte de simulación depende de la capacidad de almacenamiento
del sistema. La simulación se hace más compleja debido a la variabilidad de los
caudales afluentes a los embalses, que fluctúan a nivel estacional, por ello los
estudios de simulación se realizan de manera probabilística, usando así un
gran número de escenarios hidrológicos. Esto se logra a través de un
procedimiento recursivo denominado programación dinámica estocástica. La
siguiente figura muestra el esquema de simulación para el cálculo de la FCF.
decisiónóptima
volumen mal
USO ÓPTIMO DEL AGUA
46
4.3 CALCULO DE LA FUNCIÓN DE COSTO FUTURO.
Como resumen a continuación se dará los pasos principales que utiliza la
programación dinámica estocástica para el cálculo de la FCF, pero antes de
esto se debe definir que una etapa representa una fracción del horizonte de
simulación que generalmente son una semana o un mes.
Para cada etapa t se define un conjunto de estados del sistema, esto es,
niveles de almacenamiento desde el 100%, 90% y así sucesivamente hasta
llegar al 0%; debe puntualizarse el estado inicial de almacenamiento para la
primera etapa.
estadoinicial v
i
<
1
i
1
i
2 T-1 T
gestados del sistema;Éiacenamientoinicial para la etapa!
Se inicia en la última etapa T y se resuelve el problema de despacho de
esta etapa, suponiendo que el almacenamiento inicial corresponde al primer
nivel seleccionado en el paso anterior, dado que se está en la última etapa,
se supone que la FCF es igual a 0. Se resuelve el problema de despacho
para cada uno de los N escenarios para cada etapa.
49
almacenamiento y turbinamiento, límites en la generación térmica y suministro
de demanda.
De esta manera, la función objetivo es la siguiente:
zt = min(FCI+FCF)j
z, = /wm£ c. * g9. + cs * S + aí+1 (vf+1, at)j=\)
i
Donde:Zt es la función objetivo a rn»nimizar(USD)
j es el índice de las centrales térmicas.
J es el conjunto de centrales térmicas.
q es el costo variable de prpducción de la central j (USD/ MWh).
gtj es la energía producida por la central térmica j en la etapa t (MWh).
c* representa de manera genérica el costo por la violación de una restricción
operativa.
\ es el monto de la violación.
es la función de costo futuro función de los volúmenes y caudales (USD)
es el vector de volúmenes almacenados en los embalses al final de la
etapa t (Hm3).
at es el vector de caudales laterales afluentes a los embalses en la etapa t
(Hm3/s).
4.4.2 Restricciones Operativas Básicas,
a) Balance hídríco.
La ecuación de Balance hídrico relaciona el almacenamiento, y, los volúmenes
de entrada y salida del embalse, es decir, el volumen final de la etapa t (inicio
de la etapa t+1) es igual al volumen inicial menos los volúmenes de salida
(turbinamiento y vertimiento) más los volúmenes de entrada (caudales laterales
50
más los volúmenes de salida de las centrales aguas arriba), como lo indican la
siguiente figura y las siguiente ecuación:
y Y. salísalida aguasarriba
caudal lateral
^f m WHWU WW
I la plantaSalda de
BALANCE HIDRICO
+ ZME/, (O *=
Z Z^
K
HKlm (Í) *=
(4.2)
Donde:
i: índice de las centrales hidroeléctricas.
I: conjunto de centrales hidro.
lu(i): conjunto de centrales qu? turbinan para la central i.
ls(i): conjunto de las centrales que vierten para la central i.
lF(i): conjunto de centrales qup filtran para la central i.
vt+i(i): almacenamiento final dp i en el período t (hm3).
vt(i): almacenamiento inicial dp i en el período t (hm3).
at(i): afluencia lateral de i (hm?).
51
E(vt(i)): volumen evaporado en el embalse i (hm3).
utk(i): volumen turbinado por i a lo largo de la etapa (hm3).
Stk(i): volumen vertido por i a lo largo de la etapa (hm3).
0tk(¡): volumen filtrado por i a lo largo de la etapa (hm3).
b) Limitaciones de almacenamiento.
La siguiente expresión describe las limitaciones que poseen los embalses de
las centrales hidro, en cuanto a su volumen máximo y mínimo.
(4.3)
Donde:
y(i): volumen mínimo de almacenamiento de la central i (hm3).
v(i): volumen máximo de almacenamiento de la central i (hm3).
c) Turbinamiento mínimo.
Dado que puede ser físicamente imposible atender una restricción de
turbinamiento mínimo, el problema de una etapa puede resultar inviable. Para
evitar esta situación es necesario incluir una variable de holgura como se indica
en la siguiente expresión:
i 6 I; para k= 1, ... ,K
(4.4)
Donde:
¿/tt; volumen turbinado mínimo para la central i (hm3).
5u(i)'. variable de holgura para la restricción de turbinamiento mínimo (hm3).
En la función objetivo se debe incluir la variable de holgura con un coeficiente
de penalización alto, esta penalización debe reflejar la comparación entre el
costo operativo y el prejuicip de las violaciones de la restricción.
gtk(i) es la energía producida por / en el escalón k, etapa t(MWh).
p( vt (i)) coeficiente de producción de la central i en la etapa t(MWh/Hm3).
f) Límites en la Generación Térmica.
Paraj e J; k=1,...K
(4.7)
Donde:
gtk(j) Energía producida por Iq central térmica] en el escalón k( MWh).
Ofrü) límite de generación mípima de la central] en el escalón k.
gtktí) límite de generación máxima de la central] en el escalón k.
Así los límites de generación en cada bloque de demanda se calculan de la
siguiente manera:
(4.8)
Donde :
g-t(j) potencia mínima de la central] (MW).
£t(j) potencia máxima de la central j(MW).
h(k) duración del bloque k(hofas)
g) Suministro de la Demanda.
Z**<0 +!>*(/)= A*/eJ jeJ
Para k=1,...IK
(4.9)
Donde :
Dtk demanda de energía en el escalón k (MWh).
siendo estas:
a) Sin red o solo con interconexiones.- Lo que implica que no se representa
las pérdidas por transmisión para un sistema autónomo, y representa los
límites de intercambio en el caso de sistemas interconectados.
b) Representa las pérdidas de transmisión.- El SDDP utiliza un modelo de
flujo de potencia el cual indica las pérdidas de transmisión cuadráticas.
*> Cuando se trata de grandes embalses el SDDP los modela
individualmente, sin agregar más embalses para este propósito.
*> Permite utilizar más de un archivo de parámetros de hidrología para
diferentes períodos, con el fin de modelar la influencia de factores macro
climáticos para un determinado período como puede ser por ejemplo el
fenómeno "El Niño".
<* Para la optimización de la operación del sistema en estudio el SDDP toma
en cuenta el acoplamiento temporal e hidrológico de éste.
58
4.6.3. Resultados del SDDP.
Se presenta a continuación algunos ejemplos de resultados de la simulación
operativa. Es posible obtener valores promedio, desviaciones estándar,
coeficiente de variación, valores máximos y mínimos, distribuciones
acumulativas de probabilidad e histogramas, tanto a nivel gráfico como tabular.
a) Estadística del sistema.
• disponibilidad - disponibilidad total del sistema, después de considerar los
índices de indisponibilidad y la demanda; disponibilidad hidráulica y térmica por
empresas y por etapa.
• costos operativos - valor presente del costo térmico más el costo de
racionamiento
• racionamiento del sistema - incluye: (1) racionamientos de energía (MWh y
%); (2) racionamiento condicionado de energía (MWh y %); (3) número de
casos con déficit en cada período.
b) Estadística de generación
• Generación del sistema - hidráulica, térmica, determinística y total.
• Balance del sistema - balance de demanda, generación esperada hidráulica
total, generación térmica esperada y racionamiento esperado.
• Balance por empresa - balance de demanda, generación esperada hidráulica
total, generación térmica esperada y racionamiento esperado.
• Racionamiento - valor esperado del racionamiento de la energía como un
porcentaje de la demanda; valor esperado de racionamiento de energía
59
condicionado; número de casos con racionamiento de energía; histograma de
frecuencias del racionamiento de energía como un porcentaje de ia demanda.
• Generación hidráulica por centrales - generación de cada una de las centrales
agrupados por empresa y para los autónomos. Resultados agregados por
etapa, por mes y por año; la potencia en punta, la capacidad disponible y la
capacidad nominal.
• Generación térmica por centrales - generación de cada una de las centrales,
agrupados por empresa y para los autónomos. Agregación por etapa, por mes
y por año; la potencia en punta, ia capacidad disponible, la capacidad nominal,
el costo incrementa! y el costo total.
c) Estadística y balances de embalses.
• Evolución del almacenamiento total del sistema y de los límites operativos
superior y superior; evolución de los almacenamientos de los embalses
individualizados, con sus respectivas curvas de protección; aportes; descargas
> totales; estadísticas de vertimientos (vertimiento esperado, probabilidad y
descarga realizada); balance hidráulico en cada uno de los embalses.
d) Estadística de consumo de combustible.
• Consumos de combustible para la generación térmica, discriminados por tipo
de combustible.
e) Costos marginales.
I • del sistema (variación del costo de operación con respecto a una variación de
la demanda).
• Por barra (variación del costo de operación con respecto a una variación de la
demanda en cada barra).
• Capacidad hidroeléctrica o térmica (beneficio operativo por un aumento
marginal en la capacidad de la central).
• Capacidad de un embalse (beneficio operativo por un aumento marginal de la
capacidad del mismo).
f) Líneas de transmisión
• Flujo y pérdidas en ambos sentidos y balance en las barras.
4.6 METODOLOGÍA DE CALCULO DEL PRG.
4.6.1 Componente de energía.
a) Con los resultados de costos marginales obtenidos del SDDP, para cada
escenario de simulación, tanto por bloque de demanda como por etapa; se
procede a calcular el valor esperado, en este caso, el promedio, de los
costos marginales por bloque de demanda y por etapa simultáneamente.
Para efectos de representar de una mejor forma la curva de demanda de
energía se forman 5 bloques de demanda, subdivididos en dos bloques
para demanda punta, un bloque para demanda media y dos para demanda
base; además esto se justifica como un requerimiento de la modelación de
la demanda por el programa utilizado.
b) Con los valores esperados del costo marginal y de las hipótesis entregadas
por el CONELEC, referentes a la demanda, dadas por bloque y por etapa,
se procede a ponderar los costos marginales obteniéndose los costos
marginales por etapa y por bloque de demanda como lo estipula la ley, esto
es, tres bloques (punta, media y base).
1 2 3 4 5
BLOQUE DE DEMANDA
c) Con la finalidad de obtener un solo valor esperado del costo marginal por
cada etapa, se ponderan los valores obtenidos en b); así mismo se obtiene
un solo valor de demanda para cada etapa, mediante la suma de fas
demandas correspondientes a cada bloque. Seguidamente se obtiene el
monto monetario que corresponde a cada etapa, multiplicando el costo
marginal por su respectivo valor de demanda.
d) Con el objetivo de obtener costos marginales anuales, se procede en
primera instancia a calcular el valor monetario correspondiente al ejercicio
de operación para octubre - septiembre de cada año así mismo se calcula
la demanda, para el mismo período; para por último, obtener el costo
marginal anual resultado de dividir el valor monetario para su respectivo
valor de demanda. El valor del costo marginal de generación estabilizado a
cuatro años es el promedio ponderado de los valores anuales obtenidos
anteriormente.
e) Para obtener los seis valores promedios para los períodos horario -
estacionales, se procede, primeramente a calcular los valores monetarios y
la demanda para cada período estacional y para cada bloque de demanda,
Para el Cálculo de la comppnente de Capacidad se toman en cuenta aspectos
como: a) que la demanda más las pérdidas del sistema sean cubiertas en su
totalidad por la generador) en cierto periodo de tiempo de acuerdo con las
normas de Calidad de Suministro, b) que la generación crítica, definida ésta
como la generación máxima disponible menos la generación determinada para
la reserva, sea mayor o igual a la generación total del sistema para un tiempo
dado.
Para ello, en cuanto al cálqjlo del PUP (Precio Unitario de Potencia), que es el
instrumento primordial par? determinar el valor a pagarse por concepto de
Potencia Remunerable Puesta a Disposición (PRPD), en nuestro país se ha
adoptado el método de Costo de Capital de una Planta de Punta, donde a éste
se lo define como el costo rpínimo de desarrollo de las unidades que operan en
la demanda punta del sistema, o sea, el costo económico de ampliar la
capacidad instalada mediante unidades de diesel o turbinas de gas de gran
tamaño y de características adecuadas al sistema que corresponda. El costo se
calcula considerando el sobre equipamiento mínimo en la capacidad de
generación que debe tener un sistema para abastecer demanda de punta con
un nivel de seguridad adecuado.
Para llevar a cabo el Cálculo del PUP a través de éste método es necesario un
estudio de planificación considerando principalmente una expansión óptima de
Generación y la satisfacción de criterios de confiabilidad, con los que se
determina la unidad generadora más económica para suministrar potencia
adicional. Entonces, es fundamental la determinación del tipo y la Capacidad
En el primer caso, se define al Costo de Energía no Suministrada como el
valor que está dispuesto a pagar el consumidor con et fin de evitar el corte de
Servicio de Energía Eléctrica, y que matemáticamente se formula de la
siguiente forma:
donde :
C(G<t>) es el Costo de Generación para una hora t ($)
(G(t)) es la generación para una hora t ($)
4.12
(O
4.13Donde:
ens(t) es la energía no suministrada(kWh)
. IO
Donde:
LOLP es la Probabilidad de pérdida de carga
w$
kWh• situaciones _de _déficit
dC[G(t)\^dCens*ens(t)
5G(f) dG(t)
4.17
4.18
4.19
De aquí, no existe sustento para evaluar el PUP a través de éste método pues
estudios de Probabilidad de Pérdida de Carga (LOLP), no se han realizado
65
actualmente por los organismos competentes. Sin embargo se cree
conveniente emprender un estudio oficial para la evaluación y validación del
método vigente (para las condiciones actuales del sistema) al compararlo con
el de Costo de Energía no Suministrada como método alternativo
En caso de evaluar el PUP a través del valor de equilibrio de Mercado, éste
costo corresponde al provocado al consumidor por reducir su uso de energía
hasta que la generación total del sistema se iguale con la generación crítica y
depende de la cantidad de carga que se quiere reducir, es decir, éste costo
corresponde al valor de la compra de cortes voluntarios de energía, lo que
resulta ideal ya que en la realidad es difícil pensar en cortes voluntarios por
parte de la demanda, por lo que no resulta un método adecuado para evaluar
éste costo.
4.6.3 Cálculo de la Componente de Capacidad.
La siguiente metodología para el cálculo de la componente de capacidad, se
enmarca en el costo que le significa al sistema cubrir demandas máximas y
para la Reserva para Regulación secundaria de Frecuencia.
a) Se procede a calcular PUP (Precio Unitario de Potencia en
USD/kW*mes) para una turbina de gas de ciclo abierto con una
potencia efectiva de 81 MW, con una vida útil de 15 años, a una tasa de
descuento del 11.2% y un costo de inversión de 400 USD/kW instalado.
El cálculo numérico del PUP se lo realiza en el Anexo 4.2, además se
efectúa un análisis de sensibilidad del PUP respecto a la capacidad de
la planta de Gas de Ciclo Abierto a considerarse para analizar el efecto
de ésta en el pagp por PRPD. Los costos de inversión correspondientes
a cada planta analizada varían con su capacidad, y han sido calculados
a través de las ecuaciones polinomiales desarrolladas por el
Departamento de Planificación del ex 1NECEL.
66
b) Para el cálculo del valor correspondiente al costo de cubrir la demanda
máxima del sistema §p procede como sigue a continuación:
b.1) Se tienen como premisas las demandas máximas de potencia anual
(para el período cuatrienal) y las demandas de energía para cada etapa
(mensual).
b.2) A la demanda máxima de potencia anual se le añade el valor de
Potencia de Reserva que para el Sistema ecuatoriano se la considera
como la capacidad de la Unidad más grande, es decir la Unidad de
Trinitaria que cuenta con 130 MW.
b.3) Se obtiene el costo total mensual de potencia, multiplicando el valor
del PUP obtenido en a) por el valor de la suma de la potencia máxima
anual con el valor de la reserva.
b.4) Se obtienen los valores de costo total por estación (seco y
húmedo), sumando los costos totales mensuales obtenidos en b.3).
b.5) Se obtiene el valor de la demanda de energía por estación al sumar
los valores mensuales de energía dados en b.1)
b.6) Se obtiene el cargo por potencia estacional en cusd/kwh, esto se lo
consigue dividiendo el costo total por estación (USD) por la energía total
correspondiente a la estación obtenida en b.5)
b.7) El procedimiento descrito desde b-1) hasta b.6) se repite para cada
año del período de cálculo (4 años).
b.8) Con los valores estaciónales de demandas de energía y del costo
por capacidad, se obtienen los cargos por capacidad estacionales
ponderados a cuatro años al dividir los costos de capacidad
estacionales por los valores estacionales de energía.
67
c) Para el cálculo del valor correspondiente al costo de cubrir la Reserva
para Regulación Secundaria de Frecuencia (RSF) se procede como
sigue a continuación:
c.1) Con las demandas de energía mensuales se obtiene el valor
correspondiente a la Reserva para Regulación Secundaria de
Frecuencia, que es el 1.9 % de la potencia máxima para una etapa
mensual determinad?.
c.2) El costo total mensual para Regulación Secundaria de Potencia se
obtiene multiplicando el valor del PUP por los valores mensuales de
potencia para RSF.
c.3) Para obtener el cprgo por reserva para RSF se procede de la misma
forma seguida para la obtención del cargo para cubrir demanda máxima
(pasos b.3 hasta $l b.8)
d) Para obtener el valor conjunto del cargo para cubrir demanda máxima y
cargo por Reserva p^ra RSF, se dividen el costo total a valor presente
de la suma de las dos subcomponentes por la energía total a valor
presente; obteniéndqse el valor de 1.25854 (cUSD/ kWh).
4.6.3.1 Componente? de generación forzada, generación de reactivos y
costos de arranque parada de unidades de vapor.
En vista de que la influencia en el PRG de estas tres componentes es mínima,
no existen procedimientos formales para la determinación de los valores
correspondientes en la operación a largo plazo, aún cuando para la liquidación
del pago por concepto de generación de reactivos, generación forzada y costos
de arranque parada de unidades de vapor, existe el marco regulatorio que
considera este pago en base a los costos fijos y variables en los que se
incurren para brindar este servicio.
69
CAPITULO 5. CÁLCULOS Y RESULTADOS.
5.1. INTRODUCCIÓN.
En el presente Capítulo ?e presentan tos casos de estudio de análisis de
sensibilidad del PRG.
El análisis de sensibilidad se realiza en base a dos premisas principalmente: la
variación del Plan de Expansión de Generación del CONELEC y la variación de
los precios de combustibles respecto al establecimiento o no de precios piso
vigentes en la actualidad en el País, es decir por una parte se realiza la
variación de las fechas de entrada de los proyectos de generación futuros en el
horizonte temporal, y por otra se analiza el efecto de evitar los precios piso de
combustible considerando precios internacionales.
En cada estudio se presentan en primera instancia las hipótesis consideradas,
los cálculos de los precios marginales de generación, el cálculo de los valores
correspondientes al pago por capacidad, todos estos componentes del Precio
* Referencial de Generación.
5.2 PREMISAS GENERALES.
5.2.1 Período de Cálculo.
Para el cálculo del PRG se ha considerado el período cuatrienal de Octubre
2003 a Septiembre 2007, acogiéndose a la normativa establecida en la Ley de
Régimen del Sector Eléctrico y el Reglamento de Tarifas.
5.2.2 Demanda.
71
COMBUSTIBLEWTI(1)diesel oilfuel oilcrudo reducido (75% del F. O.) (2) (3)
UNIDADus$/blus$/blus$/blus$/bl
200326.42
2921.0115.76
20042426
19.2614.44
200522
23.4817.8413.38
200622
23.3317.9813.48
200722
23.1818.1213.59
gas natural80% del F.O. (3)barril equivalente1 millón BTU1 Dm3
us$/Wus$/blus$us$
16.8116.67
3108
15.4116.67
3108
14.2716.67
3
108
14.3816.67
3108
14.516.67
3
108
(1). WTl: Precio spot del petróleo WTI (West Texas Intermedíate).
(2). Según la metodología utilizada por el CONELEC, el precio del crudo
reducido es estimado como el 75% del precio del F.O.
(3). F.O.: fuel oil
El CONELEC indica que para el caso del gas natural los valores que se
utilizarán corresponden a los calculados según la metodología de declaración
de Máchala Power, en base al 80% del precio del fuel oil en equivalente
térmico. Los valores resultantes en usd/dmS, para el período 2003-2007, son
los siguientes:
2003105.12
200496.33
200589.23
200689.93
200790.64
De manera similar, el CONELEC señala que para el caso del crudo reducido se
debe disminuir el costo del transporte para reflejar su precio en Shushufindi. El
costo del transporte se estima, con base a la estadística de Petrocomercial, en
1.2 usd/bl; por tanto, los precios resultantes para el crudo reducido en usd/bl,
son los siguientes:
200314.56
200413.24
200512.18
200612.28
200712.39
Por otra parte y en concordancia con el Decreto Ejecutivo No 17, publicado en
el Registro Oficial No 14 del 4 de febrero del 2003 y su reforma, los precios con
los que se calcula el PRG denominados precios piso de combustible son los
siguientes:
73
PERIODO: OCTUBRE - MARZO
COMPONENTEvalor presenteesperado
usd / kWh1.-GENERACIÓN PE ENERGÍAPuntaMediaBaseMedio Estacional
2.-GENERACIÓN FORZADA(Por segundad y calidad de servicio)
3.- GENERACIÓN DE REACTIVOS(Por seguridad y calidad de servicio)
4.- ARRANQUE DE UNIDADES VAPOR
5.- COMPONENTE DE CAPACIDAD
6.- PRECIO REFERENCIA!. DEGENERACIÓN (1+2+, 3+4+5)
5,0150156914,5228191434,4457700694,625152622
0,00272
0,02110
0,00000
1,25854
5,90751
PERIODO: ABRIL-SEPTIEMBRE
COMPONENTEvalor presenteesperado. usd / kWh
1.-GENERACIÓN DE ENERGÍAPuntaMediaBaseMedio Estacional
2.- GENERACIÓN FORZADA(Por seguridad y calidad de servicio)
3.- GENERACIÓN DE REACTIVOS(Por seguridad y calidad de servicio)
4.- ARRANQUE DE UNIDADES VAPOR
5.- COMPONENTE DE CAPACIDAD
6.- PRECIO REFERENC1AL DEGENERACIÓN (1+2+3+4+5)
4,698266693,607707802
3,09435583,690905663
0,00272
0,02110
0,00000
1,25854
4,97326
74
5.4 CASO 2. PRG CONSIDERANDO EL PLAN DE EXPANSIÓN
DEL CONELEC Y PRECIOS NO PISO DE COMBUSTIBLES.
En este caso se adoptan como hipótesis el plan oficial de expansión de
generación enviado por el CONELEC y los precios internacionales de los
combustibles previstos para el período de estudio y detallados en el numeral
5.2.4. Los resultados obtenidos para este caso se detallan a continuación:
PERIODO: OCTUBRE - MARZO
COMPONENTE valor presente esperadot. usd / kWh
ti .-GENERACIÓN DE ENERGÍAPuntaMediaBase
Medio Estacional
2.- GENERACIÓN FORZADA(Por seguridad y calidad de servicio)
3.- GENERACIÓN DE REACTIVOS(Por segundad y calidad de servicio)
4.-ARRANQUE DE UNIDADES VAPOR
5.- COMPONENTE DE CAPACIDAD
6.- PRECIO REFERENCIAL DEGENERACIÓN (1+2+3+4+5)
3,9702763943,6455900693,5949105423,713157892
0,00272
0,02110
0,00000
1,25854
4,99551
75
PERIODO: ABRIL-SEPTIEMBRE
COMPONENTE valor presente esperado¿ usd / KWh
.-GENERACIÓN DE ENERGÍAPuntaMediaBase
Medio Estacional
2.- GENERACIÓN FORZADA(Por seguridad y calidad de servicio)
3.- GENERACIÓN DE REACTIVOS(Por seguridad y calidad de servicio)
*.- ARRANQUE DE UNIDADES VAPOR
5.- COMPONENTE DE CAPACIDAD
&.- PRECIO REFERENCIA!» DEGENERACIÓN (1+2+3+4+5)
3,6991605623,0128477482,630000633,040162029
0,00272
0,02110
0,00000
1,25854
4,32252
5.5 CASO 3, PRG VARIANDO EL PLAN DE EXPANSIÓN DE
GENERACIÓN DEL CONELEC Y PRECIOS PISO DE
COMBUSTIBLES.
Para el presente caso se ha realizado un ajuste de las fechas consideradas
para la operación de los proyectos de generación futuros, con la finalidad de
que estas fechas reflejen el tiempo que toma la construcción de la obra civil y el
montaje electromecánico por una parte, y por otra los problemas que puedan
presentarse en cuanto al financiamiento y al cambio del marco legal vigente
para inversiones en proyectos de generación. Así a continuación se presenta el
plan mencionado con los cambios respectivos.
76
CENTRAL OINTERCONEXIÓN
SibimbePeriabí
Perú etapa 1(230KV)
TermorienteSalinas
Poza HondaLa EsperanzaBajo Arto 2
OcañaEsmeraldas
San FranciscoMazar
TIPO
hidroeléctricahidroeléctricainterconexión
motor comb. internacólica
hidroeléctricahidroeléctrica
vaporhidroeléctrica
motor comb. internahidroeléctricahidroeléctrica
POTENCIAINSTALADA
(MW)15.242.7870
2701036952650230180
OPERACIÓNESTIMADA
enero-2005julio-2004
octubre-2004
enero-2007enero-2005mayo-2005mayo-2005
septiembre-2007enero-2006
octubre-2005diciembre-2007
enero-2008
Además se consideran los precios piso de combustibles dados en el numeral
5.2.4.
Los resultados obtenidos son los siguientes:
PERIODO: OCTUBRE - MARZO
COMPONENTE valor presente esperado¿. usd / KWh
1.- GENERACIÓN DE ENERGÍAPuntaMediaBase
Medio Estacional
2.- GENERACIÓN FORZADA(Por seguridad y calidad de servicio)
3.- GENERACIÓN DE REACTIVOS(Por seguridad y calidad de servicio)
4.- ARRANQUE DE UNIDADES VAPOR
5.- COMPONENTE DE CAPACIDAD
6.- PRECIO REFERENCIAL DEGENERACIÓN (1+2+3+4+5)
5,9196320455,4506476935,3655349185,543254903
0,00272
0,02110
0,00000
1,25854
6,82561
77
PERIODO: ABRIL - SEPTIEMBRE
COMPONENTE valor presente esperadoft. usd / kWh
1.- GENERACIÓN DE ENERGÍAPuntaMediaBase
Medio Estacional
2.- GENERACIÓN FORZADA(Por seguridad y calidad de servicio)
3.- GENERACIÓN DE REACTIVOS(Por seguridad y calidad de servicio)
(.-ARRANQUE DE UNIDADES VAPOR
5.- COMPONENTE DE CAPACIDAD
6.- PRECIO REFERENCIAL DEGENERACIÓN (1+2+3+4+5)
5,8274731924,6712200293,94897908
4,684877922
0,00272
0,02110
0,00000
1,25854
5,96723
5.6 CASO 4. PRG VARIANDO EL PLAN DE EXPANSIÓN DE
GENERACIÓN DEL CONELEC Y PRECIOS NO PISO DE
COMBUSTIBLES.
Este caso toma como hipótesis el plan de expansión de generación variando
las fechas de operación de los proyectos futuros de generación y los precios no
piso de combustibles, obteniéndose los siguientes resultados:
78
PERIODO: OCTUBRE - MARZO
COMPONENTE valor presente esperadofi. usd / kWh
1.- GENERACIÓN DE ENERGÍAPuntaMediaBase
Medio Estacional
2.-GENERACIÓN FORZADA(Por seguridad y calidad de servicio)
3.- GENERACIÓN DE REACTIVOS(Por seguridad y calidad de servicio)
4.-ARRANQU^ DE UNIDADES VAPOR
5.- COMPONENTE DE CAPACIDAD
6.- PRECIO REFERENCIA!. DEGENERACIÓN (1+2+3+4+5)
4,4859674464,1470175774,0945133974,217721951
0,00272
0,02110
0,00000
1,25854
5,50008
PERIODO: ABRIL-SEPTIEMBRE
COMPONENTE valor presente esperado¿. usd / kWh
I.- GENERACIÓN DE ENERGÍAPuntaMediaBase
Medio Estacional
2.- GENERACIÓN FORZADA(Por seguridad y calidad de servicio)
3.- GENERACIÓN PE REACTIVOS(Por seguridad y calidad de servicio)
4.-ARRANQUE DE UNIDADES VAPOR
5.- COMPONENTE DE CAPACIDAD
6.- PRECIO REFERENCIAL DEGENERACIÓN (1+2+3+4+5)
4.3348838953,574799433.2079420823.628987171
0,00272
0,02110
0,00000
1,25854
4,91134
79
5.7 CASO 5. PRG SIN TERMORIENTE Y PRECIOS PISO DE
COMBUSTIBLES.
Debido a que el cálculo de jos costos marginales de generación se lo realiza en
la actualidad tomando en cuenta precios piso de combustibles dictados por el
CONELEC, en el presente caso, se calcula el PRG en base a esta
consideración, además de asumir la hipótesis de una posible no realización del
proyecto Termoriente y el plan de expansión de generación modificado. Los
resultados obtenidos se detallan a continuación:
PERIODO: OCTUBRE - MARZO
COMPONENTE valor presente esperado¿. usd / kWh
1.- GENERACIÓN DE ENERGÍAPuntaMediaBase
Medio Estacional
2.- GENERACIÓN FORZADA(Por segundad y calidad de servicio)
3.- GENERACIÓN DE REACTIVOS(Por segundad y calidad de servicio)
4.-ARRANQUE DE UNIDADES VAPOR
5.- COMPONENTE DE CAPACIDAD
6.- PRECIO REFERENCIAL DEGENERACIÓN (1+2+3+4+5)
6,0388132125,5636393225,4789200255,658104136
0,00272
0,02110
0,00000
1,25854
6,94046
so
PERIODO: ABRIL - SEPTIEMBRE
COMPONENTE valor presente esperadog. usd / kWh
1.- GENERACIÓN DE ENERGÍAPuntaMediaBase
Medio Estacional
2.- GENERACIÓN FORZADA(Por seguridad y calidad de servicio)
3.- GENERACIÓN DE REACTIVOS(Por seguridad y calidad de servicio)
4.-ARRANQUE DE UNIDADES VAPOR
5.- COMPONENTE DE CAPACIDAD
5.- PRECIO REFERENCIA!. DEGENERACIÓN (1+2+3+4+5)
6,139144214,9207765224,2015289334,952675518
0,00272
0,02110
0,00000
1,25854
6,23503
5.8 CASO 6. PRG SIN MÁCHALA POWER 2 Y 3 Y PRECIOS
PISO DE COMBUSTIBLES.
Este caso considera los precios piso de combustibles y la posible no realización
del proyecto de ciclo combinado en Máchala Power en sus etapas 2 y 3,
además se considera el plan de expansión de generación modificado. De esta
manera los valores del PRG obtenidos son los siguientes:
81
PERIODO: OCTUBRE - MARZO
COMPONENTE valor presente esperado¿ usd / kWh
1.-GENERACIÓN DE ENERGÍAPuntaMediaBase
Medio Estacional
2.-GENERACIÓN FORZADA(Por seguridad y calidad de servicio)
3.- GENERACIÓN DE REACTIVOS(Por seguridad y calidad de servicio)
4.-ARRANQUE DE UNIDADES VAPOR
5.- COMPONENTE DE CAPACIDAD
6.- PRECIO REFERENCIAL DEGENERACIÓN (1+2+3+4+5)
5,9173482065,4307447025,3443198575,527620913
0,00272
0,02110
0,00000
1,25854
6,80998
PERIODO: ABRIL-SEPTIEMBRE
CQMPONENTE valor presente esperado¿ usd / kWh
1.-GENERACIÓN DE ENERGÍAPuntaMediaBase
Meoüo Estacional
2.-GENERACIÓN FORZADA(Por seguridad y calidad de servicio)
3.-GENERACIÓN DE REACTIVOS(Por seguridad y calidad de servicio)
4.- ARRANQUE DE UNIDADES VAPOR
5.- COMPONENTE DE CAPACIDAD
6.- PRECIO REFERENCIAL DEGENERACIÓN (1+2+3+4+5)
5,8466571944,7030653393,9663976564,707217071
0,00272
0,02110
0,00000
1,25854
5,98957
82
5.9 CASO 7. PRG SIN MAZAR Y PRECIOS PISO DE
COMBUSTIBLES.
Aquí se considera precios piso en cuanto a los combustibles y la hipótesis de
la posible no realización del proyecto hidroeléctrico Mazar. Así mismo para el
presente caso se toma en cuenta el plan de expansión modificado respecto al
del CONELEC.
Los resultados de los cálculos para este caso son los siguientes:
PERIODO: OCTUBRE - MARZO
COMPONENTE valor presente esperadog. usd / kWh
GENERACIÓN DE ENERGÍAPuntaMediaBase
Medio Estacional
2.-GENERACIÓN FORZADA(Por segundad y calidad de servicio)
3.- GENERACIÓN DE REACTIVOS(Por seguridad y calidad de servicio)
.-ARRANQUE DE UNIDADES VAPOR
5.- COMPONENTE DE CAPACIDAD
6.- PRECIO REFERENCIAL DEGENERACIÓN (1+2+3+4+5)
5,9204591565,4504059575,3654117035,543355135
0,00272
0,02110
0,00000
1,25854
6,82571
83
PERIODO: ABRIL-SEPTIEMBRE
COMPONENTE valor presente esperado¿. usd / kWh
1.- GENERACIÓN DE ENERGÍAPuntaMediaBase
Medio Estacional
2.-GENERACIÓN FORZADA(Por seguridad y calidad de servicio)
3.- GENERACIÓN DE REACTIVOS(Por seguridad y calidad de servicio)
4.- ARRANQUE D£ UNIDADES VAPOR
5.- COMPONENTE DE CAPACIDAD
6.- PRECIO REFERENCIAL DEGENERACIÓN (1+2+34-4+5)
5,8263973554,671731313,9497263034,685053995
0,00272
0,02110
0,00000
1,25854
5,96741
5.10 CASO 8. PRG SIN SAN FRANCISCO Y PRECIOS PISO DE
COMBUSTIBLES.
En el presente caso se rpalizan los cálculos en base a precios pisos de
combustibles, sin el ingreso del proyecto hidroeléctrico San Francisco y
considerando el plan de expansión modificado. Los resultados obtenidos son
los siguientes:
84
PERIODO: OCTUBRE - MARZO
COMPONENTE valor presente esperadoj. usd / kWh
1.-GENERACIÓN DE ENERGÍAPuntaMediaBase
Medio Estacional
2.- GENERACIÓN FORZADA(Por seguridad y calidad de servicio)
L- GENERACIÓN DE REACTIVOS(Por seguridad y calidad de servicio)
4.- ARRANQUE DE UNIDADES VAPOR
5.- COMPONENTE DE CAPACIDAD
5.- PRECIO REFERENCIA!. DEGENERACIÓN (1+2+3+4+5)
5,9217078685.4490973315,3653534485,54326971
0,00272
0,02110
0,00000
1,25854
6,82563
PERIODO: ABRIL-SEPTIEMBRE
COMPONENTE valor presente esperadoj. usd / kWh
|1.- GENERACIÓN DE ENERGÍAPuntaMediaBase
Medio Estacional
2.- GENERACIÓN FORZADA(Por seguridad y calidad de servicio)
1- GENERACIÓN DE REACTIVOS(Por seguridad y calidad de servicio)
4.-ARRANQUE DE UNIDADES VAPOR
5.- COMPONENTE DE CAPACIDAD
6.- PRECIO REFERENCIA!. DEGENERACIÓN (1+2+3+4+5)
5,8332009494,6823158783,9560842154,692833941
0,00272
0,02110
0,00000
1,25854
5,97519
85
5.11 CASO 9. PRG SIN INTERCONEXIÓN CON PERÚ Y
PRECIOS PISO DE COMBUSTIBLES.
En este caso se ha considerado la hipótesis de la no realización de la
Interconexión Ecuador - Perú para tasar su impacto sobre el PRG, además, se
consideran precios pisos de combustibles y el plan de expansión de generación
modificado. Los resultados arrojados de estas consideraciones son los
siguientes:
PERÍODO: OCTUBRE - MARZO
COMPONENTE valor presente esperado¿. usd / kWh
1.- GENERACIÓN DE ENERGÍAPuntaMediaBase
Medio Estacional
2.- GENERACIÓN FORZADA(Por seguridad y calidad de servicio)
3.- GENERACIÓN DE REACTIVOS(Por seguridad y calidad de servicio)
4.-ARRANQUE DE UNIDADES VAPOR
5.- COMPONENTE DE CAPACIDAD
6.- PRECIO REFERENCIAL DEGENERACIÓN (1+2+3+4+5)
6,0954720095,6295376565,5381056425,718663514
0,00272
0,02110
0,00000
1,25854
7,00102
86
PERIODO: ABRIL-SEPTIEMBRE
COMPONENTE valor presente esperadot. usd / kWh
!.- GENERACIÓN DE ENERGÍAPuntaMediaBase
Medio Estacional
2.-GENERACIÓN FORZADA(Por segundad y calidad de servicio)
3.-GENERACIÓN DE REACTIVOS(Por segundad y calidad de servicio)
4.- ARRANQUE DE UNIDADES VAPOR
5.- COMPONENTE DE CAPACIDAD
6.- PRECIO REFERENCIAL DEGENERACIÓN (1+2+3+4+5)
6,048510324,8378354454,1088583044,863554775
0,00272
0,02110
0,00000
1,25854
6,14591
5.12 CASO 10. PRG SIN MÁCHALA POWER 3 Y PRECIOS
PISO DE
En el presente caso se presenta el cálculo del PRG con la hipótesis de la no
realización de la fase 3 de Máchala Power, con el plan de expansión de
generación modificado y con precios piso de combustibles. Los resultados
obtenidos son:
87
PERIODO: OCTUBRE - MARZO
COMPONENTE valor presente esperadoj. usd / kWh
\\.- GENERACIÓN DE ENERGÍAPuntaMediaBase
Medio Estacional
2.- GENERACIÓN FORZADA(Por seguridad y calidad de servicio)
3.- GENERACIÓN DE REACTIVOS(Por seguridad y calidad de servicio)
4.-ARRANQUE DE UNIDADES VAPOR
5.-COMPONENTE DE CAPACIDAD
6.- PRECIO REFERENCIAL DEGENERACIÓN (1+2+3+4+5)
5,91419378123995.45708723736185,37079159557555,5459504799062
0,00272
0,02110
0,00000
1,25854
6,82831
PERIODO: ABRIL-SEPTIEMBRE
COMPONENTE valor presente esperado¿. usd / kWh
1.- GENERACIpN DE ENERGÍAPuntaMediaBase
Medio Estacional
2.- GENERACIÓN FORZADA(Por seguridad y calidad de servicio)
3.-GENERACIÓN DE REACTIVOS(Por seguridad y calidad de servicio)
4.-ARRANQUE DE UNIDADES VAPOR
5.- COMPONENTE DE CAPACIDAD
6.- PRECIO REFERENCIAL DEGENERACIÓN (1+2+3+4+5)
5,82034633915784,66442967036543,94742494811174,6801890578496
0,00272
0,02110
0,00000
1,25854
5,96254
88
Los resultados obtenidos tfel programa SDDP y los cálculos de los precios
marginales y sus respectivas ponderaciones, para todos los casos de estudio,
se encuentran en detalle ep el archivo Result_sddp_pond del CD Anexo cuyo
contenido se detalla al final de este trabajo.
89
CAPITULO 6. ANÁLISIS DE RESULTADOS.
6.1 INTRODUCCIÓN.
En el presente capítulo se pretende realizar un análisis de los resultados
obtenidos en el capítulo anterior mediante una serie de gráficos e
interpretaciones cualitativas de los mismos.
El análisis consiste principalmente en comparaciones de los resultados
obtenidos para cada caso en base a sus respectivas hipótesis. Así, para los
cuatro primeros casos se analiza el efecto conjunto de la variación del plan de
expansión de generación oficial del CONELEC; y, la variación de los precios de
combustibles entre precios piso, establecidos en el país por el CONELEC, y
precios no piso considerando el precio proyectado en el mercado internacional.
Desde el caso cinco en adelante se analiza el efecto de una posible no puesta
en operación de determinados proyectos, que desde la perspectiva del
presente trabajo, se consideran de mayor influencia en el valor del PRG.
6.2 EFECTOS DE LA VARIACIÓN DEL PLAN DE EXPANSIÓN DE
GENERACIÓN, EN EL PRG.
Para este análisis se hará referencia a los resultados obtenidos en los casos 1,
2, 3 y 4; realizando comparaciones entre los casos 1 y 3, en los cuales se
contemplan precios piso de combustibles, el plan de expansión de generación
oficial del CONELEC (caso 1) y un plan de expansión de generación
modificado (caso 3).
Los resultados, en forma gráfica, se presentan a continuación:
90
PRC VARIANDO PLAN DE CXPMttlOHr PRECIOS PIBO
«seco BHUMEDO
Se puede observar una diferencia notable entre los valores del PRG para los
períodos húmedos y secos, entre cada caso, esto es el reflejo de que el plan de
expansión de generación oficial del CONELEC contempla fechas de entrada en
operación de proyectos futuros demasiado optimistas, en especial para los
proyectos de generación hidroeléctrica los cuales requieren un tiempo mayor al
establecido, pues éste debe contemplar la construcción de la obra civil, e
inclusive para el proyecto Termoriente de carácter térmico que presupone a
más del montaje (considerando que no existen en el mercado máquinas
disponibles con las características especificadas en el proyecto) y puesta en
operación de la planta, la construcción de una línea de transmisión en una zona
geográfica donde se presentan situaciones adversas para su realización, por lo
que requeriría un tiempo mayor al asignado en el plan oficial del CONELEC;
que si lo contempla la propuesta de plan de expansión realizada en el
presente trabajo y que se refleja claramente en el caso 3.
La diferencia que se obtiene entre los valores del PRG del caso 1 y del caso 3
es de 0.96 cUSD/kWh, lo que conduce a una diferencia en dinero, para el
período Octubre 2003 - Septiembre 2004, de 121 millones de dólares. El
cálculo de estos valores se lo puede observar en el Anexo 6.1.
91
Ahora se puede realizar una comparación entre los casos 2 y 4, los que
contemplan precios no piso de combustibles, el plan de expansión oficial del
CONELEC (caso 2) y el plan de expansión modificado (caso 4).
A continuación se muestran los resultados gráficos de esta comparación.
PRO CON VARIACIÓN DEL PLAN Y PRECIOS NO PISO DE COMBUSTIBLES
0SECO 0HUMEDO
Del gráfico se puede deducir la reducción del PRG, resultado de una variación
de las fechas de entrada en operación de los proyectos futuros (caso 4),
sumado a la hipotética libre importación de combustibles (casos 2 y 4).
6.3 EFECTOS DE LA VARIACIÓN DE LOS PRECIOS DE
COMBUSTIBLE, EN EL PRG.
A continuación se realiza un análisis de cómo varía el PRG respecto a un
cambio en los precios piso de combustible que estipula el ente Regulador como
hipótesis de cálculo.
Se consideran entonces los casos 1 y 2 donde se presentan como hipótesis el
plan de expansión de generación oficial del CONELEC, precios piso de
combustibles (caso 1) y precios no piso (caso 2).
92
Los resultados gráficos se los puede visualizar así:
PRG CON PUfJ CONELEC Y VAMACJÓN DE PRECIOS DE COMBUSTIBLES
•SECO OHUMEDO
Es evidente la reducción en el PRG, efecto de la reducción de los precios de
combustible, esto principalmente porque en nuestro sistema de generación en
los meses de estiaje es altamente dependiente de generación térmica que
utilizan principalmente Fuel oil, diesel (para centrales de gas que suplen la
demanda en horas pico) y gas natural.
Realizando una ponderación para obtener un PRG anual se obtiene una
diferencia entre los valores del PRG, para esta comparación, de 0.78
cUSD/kWh con una diferencia en dinero de 98 millones de dólares para el
período Octubre 2003 - Septiembre 2004. Estos cálculos se detallan en el
Anexo 6.1
Se puede además realizar el mismo análisis pero ahora variando el plan de
expansión de generación del CONELEC para visualizar el mismo efecto pero
bajo una óptica diferente, realizando la comparación entre los casos 3 y 4
cuyos resultados gráficos arrojan lo siguiente:
93
PRG PLAN MODIFICADO Y VARIACIÓN DE PRECIOS DE COMBUSTIBLES
Inseco DHJMEDO
Variando las fechas de entrada en operación de los proyectos de generación,
la diferencia entre los precios es aún más notable (1.5 centavos en estiaje y 1
centavo en periodo húmedo), de allí que sería importante considerar una
posible importación de combustibles por parte de los agentes Generadores
como medida para reducir el PRG lo que desencadenaría una directa
disminución en la tarifa al usuario final.
Tomando en cuenta el efecto conjunto de la variación del plan de expansión y
la eliminación de los precios piso de combustibles se tiene una diferencia en el
PRG de 0.23 cUSD/kWh y una diferencia monetaria de 29 millones de dólares
para el período Octubre 2003 - Septiembre 2004.
De los análisis anteriores se concluye que el valor del PRG mínimo se lo
obtiene con el plan de expansión oficial del CONELEC y con los precios no piso
de combustibles, lo que ratifica la afirmación de que el plan del CONELEC es
optimista en cuanto a la consecución de proyectos futuros.
Por el contrario el PRG más alto se lo obtiene tomando como hipótesis el plan
de expansión modificado y precios piso de combustible, lo que resulta lógico y
94
razonable pues lo que se hace es diferir nueva oferta de generación por una
parte, y por otra no se permite la libre importación de combustibles.
Por otra parte, de los cuatro primeros casos analizados hasta esta parte, el
escenario que más se acerca a la situación actual del Sector Eléctrico
Ecuatoriano (Enero 2004) en cuanto a la ejecución de proyectos de generación
y a los precios de combustibles es el caso 4, el cual considera como premisas
el plan de Generación del CONELEC modificado y precios no piso de
combustibles.
En los referente a los precios de los combustibles, durante el último
semestre(Julio 2003 - Enero 2004), éstos han experimentado cambios con la
finalidad de reducir el PRG y la tarifa final al consumidor. Estos se han hecho
tangibles a través de la expedición de los decretos 1077 del 28 de Noviembre
del 2003 , el cual fue derogado y reemplazado por el Decreto Ejecutivo 1250
del 31 de Diciembre del 2003 ante los cuestionamientos de algunas empresas
Generadoras que fueron desplazadas en el Despacho Económico. Los precios
de combustibles vigentes para Enero del 2004 en concordancia con el Decreto
Ejecutivo 1250 se encuentran detallados en el Anexo 6.2.
6.4 EFECTOS DEL INGRESO DE TERMORIENTE EN EL PRG.
Para el presente análisis se considera la variación del PRG del caso 5 (plan de
expansión modificado, precios piso de combustibles y sin Termoriente)
respecto al caso 3 (plan de expansión modificado y precios piso de
combustibles), cuyo gráfico comparativo se presenta a continuación:
95
PRO CON Y SINTEHMORIENTE
CON TERMORIENTE i ÍNTER MORIENTE
O SECO O HUMLDO
Se puede visualizar en el gráfico que existe una diferencia entre uno y otro
caso (0.114 c USD/kWh para el período seco y 0.268 cUSD/kWh para el
período lluvioso), sin embargo de ello, la diferencia no es tan grande debido
principalmente a que la fecha de entrada del proyecto según las expectativas
descritas en las hipótesis del caso 3, el cual se toma como referencia, está en
el último año del período cuatrienal (Enero 2007), a pesar que para este
proyecto se presupone costos variables de producción bajos debido
principalmente al costo del combustible utilizado para la operación (Residual
Fuel Oil). Es previsible que para el siguiente período de cálculo el valor del
PRG se reducirá en una cyantía mayor ya que el proyecto para ese tiempo
estará en franca operación. La fecha de entrada en operación de Termoriente
se justifica ya que a la fechja (Enero 2004) los inversionistas del mismo están
pidiendo las condiciones jupdicas necesarias para garantizar la recuperación
de su inversión, es decir, q ie no se cambie la normativa vigente en el Sector
Eléctrico, especialmente en lo referente a los precios de combustibles.
Como efecto de considerar el ingreso o no de Termoriente se tiene una
diferencia en el PRG de Q.19 cUSD/kWh y una diferencia de intercambio
monetario de 24 millones de dólares, como se lo detalla en el Anexo 6.1.
6.5 EFECTOS DEL INGRESO DE MÁCHALA POWER 2 Y 3.
96
Para establecer el efecto de estos proyectos en el valor cuatrienal del PRG se
realiza la comparación entre el caso 3 (precios piso y plan de expansión de
generación modificado) y el caso 6 (precios piso y plan de expansión
modificado sin Máchala Power 2 y 3) . A continuación se da la comparación
gráfica:
PRG CON r «N HÁCHALA POWRZ V 3
CC*I MACiWLAPOWER 2 Y 3 SIN MACH«_A POWEB 2 Y 3
En el Gráfico se observa una diferencia de precios (0.01563 para el período
seco y 0.0223 para el húmedo), esto resultado de que la fecha de entrada en
operación de estos proyectqs es en septiembre del 2007 la fase 2 y la fase tres
para enero del 2008 (fuera del período de cálculo) principalmente. Estos
proyectos a la fecha (Enerp 2004), se encuentran pendientes y su ejecución
depende principalmente de las reservas efectivas de gas natural que encuentre
en los años venideros la empresa EDC, que le permitan recuperar la inversión
realizada en todas las fases Je producción.
Considerando valores d l PRG ponderados anualmente, para esta
comparación se calcula unp diferencia de 0.0036 cUSD/kWh lo que produce
una diferencia monetaria de 456 mil dólares para el período Octubre 2003 -
Septiembre 2004, como lo indica el Anexo 6.1.
97
6.6 EFECTOS DEL INGRESO DE MAZAR.
En este análisis se comparan los casos 3 y 7 los cuales contemplan el ingreso
y el no ingreso del proyecto Mazar, respectivamente. El gráfico comparativo de
resultados es el siguiente:
PRGCONYSNMAZAR
Se puede deducir de los presentes resultados que la diferencia entre uno y otro
caso es pequeña: (0.00010 para período seco y -0.00018 para el período
húmedo), esta diferencia es justificable en el hecho de que la fecha de entrada
de este proyecto esta fuera del período de estudio (Enero del 2008), sin
embargo, se espera con seguridad que para el cálculo cuatrienal que se
realice el siguiente año estps valores se reduzcan merced a los bajos costos
variables de producción de este proyecto hidráulico.
En cuanto a la consecución de este proyecto, su ejecución en la fase de
construcción, se ha visto distorsionado debido a problemas de índole financiero
que hace que la concesionaria Hidropaute y el gobierno a través del Fondo de
Solidaridad se encuentren gestionando en los organismos de banca de
inversión (BID, CAF, Banca Privada Internacional) préstamos que le permitan
ejecutar el proyecto en los plazos proyectados y que entre en operación para el
primer trimestre del 2008.
98
Por efecto del ingreso del proyecto hidroeléctrico Mazar se obtiene una
reducción en el PRG de O.Q0014 cUSD/kWh lo que redunda en una diferencia
en el monto monetario por concepto de pago a los generadores de 17 mil
dólares para el período Octubre 2003 - Septiembre 2004, calculado en el
Anexo 6.1.
6.7 EFECTOS DEL INGRESO DE SAN FRANCISCO EN EL PRG.
En el presente análisis se realiza la comparación entre el caso 3 y el caso 8 el
cual no contempla la inclusión del proyecto San Francisco en el plan de
expansión de generación del CONELEC. Los gráficos de estos resultados se
presentan a continuación:
PRG COH Y SIN SU. FRANCISCO
CONSN.FRWOSCO SNSN. FRANCISCO
De los resultados se puede abstraer algo similar a la comparación anterior,
pues la fecha de ingreso del proyecto San Francisco se encuentra fuera del
período de cálculo del PRG (Diciembre del 2007). Análogamente para el caso
anterior se espera que el PRG calculado el próximo año se reduzca
influenciado por el ingreso de este proyecto dentro del período cuatrienal de
cálculo y sumado a esto la naturaleza hidroeléctrica del proyecto que
presuponen costos variables de producción bajos.
99
La ejecución de este prpyecto es inminente, pues el gobierno ecuatoriano a
llegado a un acuerdo con su similar de Brasil para la construcción y
fmanciamiento del mismo y el período de construcción se extiende de 3 a 4
años, aunque podrían presentarse problemas en la construcción del mismo
debido a la cercanía del volcán Tungurahua el cual se encuentra en proceso de
erupción, lo que presenta un riesgo a tomarse en cuenta.
Así, el ingreso del proyepto San Francisco implicaría una reducción en el PRG
de 0.004 clISD/kWh lo que conlleva un ahorro por pago a los generadores de
500 mil dólares para el período Octubre 2003 - Septiembre 2004, lo cual se
encuentra calculado en el Anexo 6.1.
6.8 EFECTOS DEL INGRESO DE LA INTERCONEXIÓN CON
PERÚ EN EL PRG.
El presente análisis se fundamenta en la comparación entre los casos 3 y 9 que
toman en cuenta precios piso de combustible, el plan de expansión de
generación modificado excluyendo la interconexión con Perú. Los resultados
gráficos obtenidos de esta comparación son los siguientes:
PRO CON Y SIN LA MTERCONEXION CON PERÚ
100
Los gráficos evidencian una diferencia notable entre contar con una
interconexión con Perú o no, esta diferencia se justifica en varios factores
como: precios variables de oferta de electricidad más bajos que los vigentes
en nuestro país, la complementariedad hidrológica entre los dos países lo que
hace que en estiaje podapnos importar electricidad desde Perú y bajar los
costos marginales de generación del sistema ecuatoriano, sumado a esto que
la fecha de entrada de la interconexión es a finales del próximo año, es decir en
el segundo año del período cuatrienal del presente estudio.
Por otra parte, la presente interconexión en su primera fase (Zorritos-Machala),
se encuentra en el umbral de su construcción. En cuanto al aspecto Técnico,
éste esta culminado mientras el Financiero está en su fase final por parte de
las Empresas encargadas de la transmisión en cada país, aunque aún no se
han firmado los contratos de construcción, se supone oficialmente por parte de
Transelectric S.A. que a más tardar esta línea de transmisión radial entrará en
operación en el primer trimestre del 2005.
La reducción en el PRG a través del ingreso en operación de la interconexión
con Perú es de 0.18 cUSp/kWh, lo que significa un ahorro global para los
consumidores de aproximadamente 22 millones de dólares para el período
Octubre 2003 - Septiembre 2004, calculados en el Anexo 6.1. Además el
detalle del cálculo se encuentra en el archivo Análisis result del CD Anexo.
101
CAPITULO 7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.
7.1 CONCLUSIONES.
• El plan de expansión de generación oficial del CONELEC, se muestra
demasiado optimista en puanto a las fechas de entrada en operación de los
futuros proyectos en especial las de los proyectos hidroeléctricos como
Mazar y San Franciscp que por su naturaleza requieren de un tiempo
promedio de cuatro af]os para la obra civil, montaje electromecánico,
pruebas y puesta en operación de las plantas.
• La fecha estimada por el CONELEC para la entrada en operación de la
central termoeléctrica Termoriente es igualmente optimista ya que se
requiere la construcción de una línea de transmisión de 230 kV y 283 km de
longitud cuyo recorrido es desde Shushufindi hasta la S/E Santa Rosa, en
una zona de características geográficas desfavorables, sumado a esto el
tiempo que toma et montaje electromecánico y las pruebas para la puesta
en operación de la central.
• Resultado de aplicar el plan de expansión de generación oficial del
CONELEC en la simulación de operación de largo plazo con el modelo
SDDP, los precios marginales de generación se reducen notablemente
respecto a precios marginales de generación obtenidos a través del mismo
modelo pero tomando como premisa un plan de expansión de generación
con fechas de entrada $n operación de las futuras plantas, que tomen en
cuenta los criterios expuestos en las dos conclusiones anteriores.
• El cálculo del Precio Referencial de Generación, al ser un estudio de
planificación de Generación a largo plazo, esta supeditado a una serie de
variables no sólo de tipo técnico, sino también de decisiones políticas y al
vaivén del marco legal a todo nivel, que presenta un escenario desfavorable
para la inversión Privada en Proyectos de Generación.
102
El PRG se ve influenciado notablemente en su componente de energía, es
decir, en los costos marginales de generación, principalmente por dos
factores: variación del plan de expansión de generación en cuanto a fechas
de entrada en operación de los proyectos futuros e interconexiones, y por
los precios de combustibles utilizados por las generadoras térmicas para la
producción de electricidad. En el primer caso, como resultado de la
modificación del plan de expansión de generación enviado por el CONELEC
al CENACE, tal comq se plantea en la presente Tesis, se obtiene una
reducción en el PRG de Q.96 cusd/kwh, lo que implicaría un ahorro para los
consumidores de 121 millones de dólares para el período Octubre 2003 -
Septiembre 2004. En el segundo caso, la reducción que se obtiene en el
PRG a causa de la eliminación de los precios piso de combustibles es de
0.78 cUSD/kWh, lo cual redunda en una reducción de la tarifa en la misma
magnitud y en un beneficio de 98 millones de dólares para los
consumidores, para el período Octubre 2003 - Septiembre 2004. Esto se
haría tangible con la libre importación de combustibles por parte de los
generadores.
Como efecto conjunto de considerar la modificación del plan de expansión
de generación oficial del CONELEC y la eliminación de los precios piso de
combustibles (Caso 4), se obtiene una diferencia, con respecto a la
consideración de las hipótesis oficiales, (Caso 1) en el PRG de 0.23
cUSD/kWh, es decir, un ahorro para el consumidor de 29 millones de
dólares para el período Octubre 2003 - Septiembre 2004.
A pesar de que la interconexión con Perú le significa al país la posibilidad
de importar un pequeño bloque de potencia de 70 MW, éste obtiene
beneficios que se reflejan en la reducción del PRG y por ende de la Tarifa al
consumidor final, esto es justificable en la complementariedad hidrológica
entre uno y otro país y en los bajos precios de oferta de electricidad del
vecino del sur, además de la entrada en operación de que la interconexión
esta proyectada oficialmente porTRANSELECTRIC SA para Diciembre del
103
2004. Cuantitativamente hablando, desarrollar el proyecto de la
interconexión con Perú y considerando su entrada en operación para
octubre de 2004, le significaría al consumidor final un ahorro de 0.18
cUSD/kWh, lo que a nivel macro constituye un ahorro de no menos de 22
millones de dólares en el período Octubre 2003 - Septiembre 2004.
El Proyecto Termoeléctrico Máchala Power en sus fases 2 y 3 no influye
notablemente en el PRQ para el período Octubre 2003 - Septiembre 2004,
aún cuando sus costo^ variables de producción son los más bajos con
respecto a otras centrales Térmicas, esto se debe principalmente a que la
fecha de entrada en operación para la fase 2 se encuentra en el último año
del Período cuatrienal de Estudio y para la fase 3 está fuera de él. La
reducción en el PRG que se lograría en el período Octubre 2003-
Septiembre 2004, por efecto del ingreso de este proyecto termoeléctrico en
sus fases 2 y 3t es de 0.0036 cUSD/kWh y un ahorro global para los
consumidores de 45600Q dólares.
El proyecto Termoriente a pesar de representar un gran volumen de
potencia firme para el SNI (270 MW) y de tener costos variables de
producción bajos merced al combustible usado por sus motores de
Combustión interna (Crudo Reducido), no influye en la medida que se
esperada, en el PRG para el presente período cuatrienal de cálculo; pues
su fecha de entrada en operación está en el último año (Enero 2007). El
ingreso en operación de éste proyecto produciría un efecto de disminución
en el PRG en la suma de 0.19 cUSD/kWh, redundando en un ahorro para
los consumidores de 24 millones de dólares para ei período Octubre 2003 -
Septiembre 2004.
• La influencia del proyecto hidroeléctrico de Mazar es ínfima en el PRG
para el presente período de cálculo (Octubre 2003 - Septiembre 2007) a
pesar del volumen considerable de Potencia que brinda al SNI (180MW) y
104
sus costos variables de producción sumamente bajos (0.02 USD/kWh en
promedio), esto se justifica en el hecho de que la fecha de entrada en
operación de dicho proyecto está fuera del período de cálculo (Enero 2008).
La puesta en operación de este proyecto se traduce en un ahorro para el
consumidor final de 0.00015 cUSD/kWh lo que significa un ahorro global
para el período Octubre 2003 - Septiembre 2004 de 17800 dólares.
A través de la entrada en operación del Proyecto hidroeléctrico San
Francisco se logra una reducción del PRG de 0.004 cUSD/kWh lo que en
forma global para los consumidores finales les significa un ahorro de
512000 dólares para el período Octubre 2003 - Septiembre 2004. El
impacto en el PRG en el período señalado es ínfimo debido a que la fecha
de entrada en operación proyectada de esta generadora hidroeléctrica está
prevista en la presente Tesis para Diciembre del 2007.
La herramienta computacional utilizada para la determinación de las dos
componentes del PRG es adecuada para realizar este tipo de estudios,
pues permite simular la operación del sistema de generación en el largo
plazo, tomando en cuenta todas las variantes que se pueden presentar en
los distintos escenarios de simulación, por ejemplo: escenarios hidrológicos,
variación de precios de combustibles, modificación de fechas de entrada en
operación de futuros proyectos, modificación del Plan de Expansión de
Transmisión, variación del plan de mantenimientos programados, etc.
La metodología utilizada por el GONELEC para establecer los precios del
Gas Natural del golfo, hace que los precios de éste, se presenten
notablemente elevados con respecto a los precios proyectados en el
mercado internacional. Así, el precio del Gas Natural determinado por el
CONELEC es de 130.26 USD/Dm3 (Precio Piso) frente a 103.5 USD/Dm3
establecido en el mercado internacional, para el primer año del período
cuatrienal, con tendencia a la baja para los años restantes.
105
• Los precios de! Crudo Reducido de Shushufindi, proyectados por el
CONELEC para el cálculo del PRG, se presentan desmesuradamente
elevados respecto a los precios internacionales proyectados para el período
cuatrienal de estudio, estos precios internamente llegan a ser inclusive más
del doble que los vigentes en el mercado internacional, por ejemplo para el
último año del período cuatrienal, el precio en el país es de 18.72 USD/bl y
el proyectado en el mercado internacional es 8.77 USD/bl.
7.2 RECOMENDACIONES.
• En cuanto al Plan de Expansión de Generación Oficial del CONELEC, se
recomienda que las fechas de entrada en operación de los proyectos
futuros de Generación tomen en cuenta los tiempos adecuados para
construcción de la obra civil, montaje electromecánico, pruebas y puesta en
operación tanto de plantas hidroeléctricas como de termoeléctricas y no
sean objeto de modificación por parte de las autoridades energéticas con la
finalidad de reducir en un principio de los costos marginales de
generación, del PRQ y consecuentemente de la tarifa final al consumidor.
• Promover la aplicación del decreto existente para eliminar los precios pisos
de combustible a través de la libre importación de combustibles por parte de
los Generadores Térmicos, con lo que se conseguiría una reducción en el
PRG y en consecuencia de la tarifa al consumidor final.
• Incentivar por parte de las autoridades energéticas, la construcción y
puesta en operación del proyecto termoeléctrico Máchala Power en sus
fases 2 y 3, de tal manera entre lo más rápido posible en el despacho
económico, ya que así se lograría una reducción considerable en el PRG
para la siguiente actualización del mismo.
• Con respecto al proyecto Termoriente, se recomienda a las Autoridades
Energéticas se agilite las trabas de tipo burocráticas y se efectúen
106
garantías jurídicas por parte del Estado que le permitan al inversionista
recuperar su inversión, con el objetivo de que se plasme en realidad la
construcción y puesta en operación de esta planta que reduciría la
probabilidad de racionamientos energéticos en el futuro, así como el PRG y
la tarifa al consumidor fin^L
En cuanto a los proyectqs Hidroeléctricos de Mazar y San Francisco se
recomienda que por estar en proceso inminente de construcción, éstos se
lleven a cabo en los plazos establecidos por los estudios de planificación
correspondientes, con la finalidad de que en el menor tiempo posible se
cuente con energía hidroeléctrica barata, que en el caso de Mazar servirá
inclusive para aumentar la capacidad de regulación de la central Paute que
se encuentra aguas abajo de la misma.
Se recomienda que el CONELEC como ente estatal, representante del
gobierno, y el mismo gobjerno como tal, promuevan e incentiven a través
de un marco legal-socio-político-económico favorable a la inversión, la
realización de los proyectos de Generación eléctricos con inversión privada,
en especial los proyectos hidroeléctricos que presuponen bajos costos
variables de producción que desencadenarían en la reducción del PRG y
consecuentemente la tarif^ para el consumidor final.
Se recomienda además, que el CONELEC promueva la explotación del
gran contingente hidrológico con que cuenta el País a través de la
concesión de pequeños y medianos proyectos hidroeléctricos que no
significan elevadas sumas para los inversionistas (financiables inclusive
con capital nacional), perq que sin embargo significarían un enorme aporte
para suplir de electricidad a cargas aisladas del SNI, lo que
desencadenaría una redupción de los costos del PRG,
107
CAPITULO 8. BIBLIOGRAFÍA.
ARGUELLO, Gabriel. Análisis y Control de Sistemas Eléctricos de Potencia.
Segunda Edición. E.P.N. Quito. 1988.
BERRY, T.W. Electricity Economics and Planning. Primera Edición. Peter
Peregrinus Ltd. Londres. 1992.
CONELEC. Plan Nacional de Electrificación. Período 2002-2011. Quito. 2002.
CHRISTENSEN, G.S.; SOLIMÁN, S.A. Optimal Long Term Operatino of Electric
Power Systems. Primera Edición. Plenum Press. New York. 1998.
GALLARDO, Carlos. Precio Referencial de Generación. Proyecto de Titulación.
EPN. Quito. 2000.
PSRI. SDDP Versión 6.0, Manual del Usuario. Primera Edición. PSRI. Río de
Janeiro. 2000.
PSRI. SDDP Versión 6.0, Manual de Metodología. Primera Edición. PSRI. Río
de Janeiro. 2000.
TURVEY, Ralph; ADERSON, Dennis. Electricidad y Economía. Primera
Edición. Tecnos. Madrid. 1977.
WOOD, Alien; WOLLENBERG, Bruce. Power Generation, Opetation and
Control. Segunda Edición. John Willey & Sons. New York. 1996.
108
LEY DE RÉGIMEN DEL SECTOR ELÉCTRICO. Corporación de Estudios y
Publicaciones. Quito.2002.
ARGUELLO, Gabriel. Sistema Nodal para la determinación de precios
marginales en Mercados Eléctricos Mayoristas. Pagina Web. CENACE. Quito.
1999.
GÓMEZ, Julio. Tarifas de Electricidad considerando los Contratos del Fondo de
Solidaridad. Página Web CpNACE. Quito.2003.
www.cenace.ora.ee
www.conelec.gov.ee
www.iadb.org/reaions/re3/s^udies/LigazonesElectricas.pdf
www.cier.org.ee
www. mercadoelectriconet.com
www.ing.puc.ci
www.iit.upco.es
www.cne.es
www.cer.ie
www.eiadoe.gov
109
GLOSARIO DE TÉRMINOS
<» CONGESTIÓN.- Término utilizado para definir la incapacidad de una UT
para transmitir potencia mas allá de su capacidad nominal, cuando
existen condiciones operativas de generación que permitirían una
producción de electricidad superior a la capacidad de las líneas.
<* COMMITMENT.- Representa la decisión de despachar en orden N
unidades de generación que poseen costos de arranque para cubrir una
demanda predicha, siempre y cuando se cumpla un orden que permita
obtener el menor costo operativo. Es un subproblema del Flujo Óptimo
de Potencia.
*> FUNCIÓN DE COSTO FUTURO.- Función utilizada para representar los
costos esperados de generación térmica asociada al racionamiento del
final de una etapa (mes) hasta el final del período de estudio (cuatrienal).
* FUNCIÓN DE COSTO INMEDIATO.- Función usada para representar
los costos de generacipn térmica en determinada etapa.
* INFLEXIBILIDADES OPERATIVAS.- Se aplica a las unidades de
Generación que por sus características técnicas en cierto momento no
peden ser requeridas por el sistema.
*> MEM.- Mercado Eléctrico Mayorista.
<• MODULACIÓN.- Término utilizado para definir la habilidad de utilizar la
capacidad de almacenamiento de un embalse para generar electricidad
en plantas hidroeléctricas de embalse y de pasada.
* POLÍTICA OPERATIVA HIDROTÉRMICA ÓPTIMA- Término utilizado
en Programación Dinámica para a una ruta secuencia! que atraviesa
varios escenarios hídricos, en los cuales están definidos distintos costos
110
operativos (set de nodos), y que define la trayectoria con menor costo
operativo.
PROGRAMACIÓN DINÁMICA.- Métodos Digitales para resolver una
gran cantidad de problemas de control y Optimización Dinámica basadas
en el cálculo de variaciones desarrolladas con el objetivo de encontrar
las trayectorias ópticas o políticas de control.
RESTRICCIONES OPERATIVAS.- Limitaciones impuestas por la red de
Transmisión o por LOS Agentes de MEM que obligan al despacho de
unidades de generación menos económicas.
111
CpNTENIDO CD ANEXO
NOMBRE DEARCHIVO
Result_sddp_pond
Pago_potenciaAnálisis_result
DESCRIPCIÓN DEL CONTENIDO
Resultados obtenidos del SDDP; y, proceso deponderación de costos marginales y cálculo del PRG paralos distintos casos.Proceso de cálculo del pago por potencia.Análisis de resultados numéricos y gráficos, comparaciónde PRG ponderado anual de todos los casos.
ANEXO 3.1
ANEXO 3.1
SERIE HISTÓRICA DE CAUDALES MEDIOS MENSUALES, EMBALSEAM ALUZA
Año/Mes
1964
1965
1966
1967
1968
1969
1970
1971
1972
1973
1974
1975
1976
1977
1978
1979
1960
1961
1962
1963
1964
1935
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1996
1999
2003
2001
2002
2003
CAUDALES HISTÓRICOS MEDIOS MENSUALES (mJ/s)
Enero
81
48
118.7
88.8
80.1
36.9
1O3.7
64.5
1t7.6
96.6
49.8
105.2
74
51.2
49.1
33.8
45
34.1
43.9
1O3.3
47.6
41.2
46.8
61.6
54.9
109.5
62.8
46.8
34.1
56.a71.3
62.9
54.8
35.8
71.5
67
45
51.2
50
49.1
Febrero
66.2
45.9
83.3
72.3
30.6
73.3
190.7
102.5
95.5
128.3
128.3
92.4
61.8
105.2
71.2
26.3
62.1
59
403
120.6
158.4
45.4
52.8
152.7
110.3
124.9
64.1
97
39.3
75.2
87.2
42
134.9
97.7
83.3
116.3
91.2
59.3
48
57.9
Marzo
82.1
60.5
109.5
61.4
953
66.7
145.9
182.8
106
96.4
90.2
166
72.9
Í32.6
137.9
79-7
79,2
Í26.5
43.7
132.4
127.7
'42
62.9
126.5
64.8
179.9
135.8
82.2
104
192.8
114.3
52.6
114.5
118.2
97.7
158.4
135.9
70.4
53.1
62.7
Abril
1545
1O2.6
1073
91.6
100.3
188.8
164.4
146.7
134.8
137.4
70.2
120.7
202.1
193.2
229.6
1505
148.9
127.1
130.1
185.4
258.9
46.1
134.7
142.7
192.8
107.8
130.3
101.7
109.7
103.6
1863
80.2
125.6
141.1
152.9
337.8
189.1
145.7
105.8
Mayo
200.4
175.6
82,4
170.8
61.6
103.7
172
100.6
149.3
140.7
181.9
175
247.7
106.8
198.1
136.2
118.3
74.6
139.5
167.9
103.4
92.5
136.7
181.5
183.4
203.9
138.5
119.2
81.1
188.3
263.9
150
185.9
241.6
129.8
283.1
277
100.3
156.9
Junio
250.5
243.6
92.6
172.7
101.1
141.2
299.4
163.3
178.3
136.9
122.7
306.2
278.8
214.5
287.1
138.7
183.8
134.2
97.4
101.8
188.3
252.3
144.8
140.9
98.5
268.4
253
168.5
169.8
206.2
315
133.5
123
73
187
147
176.1
255.2
122.4
Julio
139.3
183.2
123
241.6
238.2
147.6
161.9
220.7
264
173.9
273.1
215
343
176.3
214.9
136.7
191.3
151.7
154.6
113
201.8
206.8
245.7
158.5
177.2
247.3
163.3
226.3
144.2
203.3
252.7
150.6
241.9
211.3
248.8
175.7
143.3
135.4
196.9
Agosto
177.9
125.9
127.5
193.2
139.1
159
214.4
173.4
116.7
178.7
137.5
235.6
238.9
129.5
196.4
106.4
118.5
65.7
164.8
123.1
138.1
167.1
92.4
115.2
95.5
107
154
155.9
91.5
126.9
255.4
47
138.9
141.9
108.1
180.8
124.6
146.5
125.6
Sept
221.4
134.3
89.2
102.9
106.5
122.4
161.9
168.6
155.6
145.6
185.6
124.5
119.2
144.8
140.2
64.3
1093
79.5
96.9
110.4
96.3
87.5
144.8
112.1
68.5
78.7
82.4
93.2
84.1
121.5
206.6
64.5
108.3
87.8
56.5
98.1
123.5
89.5
69.4
OcL
84.5
100.8
82.1
114.1
119.5
65.6
107.6
1243
93.8
72.3
179
135.2
59
111
181.9
53.7
1473
46.1
118.6
142.9
88.4
77.7
11Z7
102.3
128.3
129.6
97.2
73.3
57.8
89.1
97.3
50
93.7
51.3
79.5
96.3
93.9
50
71.8
Nov.
66.5
140.4
44.4
65.5
55.7
88.7
103
67
104.9
74.5
110.8
114
77.9
46.5
51.3
36
100.6
31.4
95.5
58.2
59.3
66
1145
42.7
129
72
84.1
80.7
47.8
78.1
134.4
91
43.1
127.2
79
473
40.2
46.9
119.8
Ote.
42.6
62
46.1
55.1
25.8
115
103.6
59.1
87.5
47
104.1
53.9
60.6
61.2
42.4
56.5
74.7
51.9
129.9
78.5
82.7
45.7
79.8
59,2
58.1
30.8
73.5
47
43.9
93.6
102.6
74.7
52
101.9
34.1
93.6
52
57.6
72.5
Página 1 de 1
An
exo
3.2
AN
EX
O 3
.2
PR
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EC
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año
2003
2003
2003
2003
2003
2004
2004
2004
2004
2004
2005
2005
2006
2006
2008
2006
2006
2006
2006
2006
2007
2007
2007
2007
2007
bloq
ue 1 2 3 4 6 1 2 3 4 6 1 2 3 4 5 1 2 3 4 6 1 2 3 4 5
ener
gía
8,17
%
19.1
8%
30.7
6%
22.3
1%
19.5
6%
8.17
%
19,1
8%
30.7
6%
22.3
1%
19.5
6%
8.17
%
19.1
8%
30.7
6%
22.3
1%
19.5
8%
8.17
%
19.1
8%
30.7
6%
22.3
1 %
19.5
8%
8.17
%
19.1
8%
30.7
6%
22.3
1%
19.5
8%
dura
ción
5,47
%
15.3
7%
28.6
7%
25.0
1%
25.4
8%
5.47
%
15.3
7%
28.6
7%
25.0
1%
25.4
9%
5.47
%
15.3
7%
28.6
7%
25.0
1%
25.4
9%
5,47
%
15.3
7%
28.6
7%
25.0
1%
25.4
9%
5.47
%
15.3
7%
28.6
7%
25.0
1%
25.4
9%
ene
63.8
2
196.
85
315.
68
228.
98
200.
92
88.3
9
207.
59
332.
89
241
.47
211.
88
93.9
9
220.
75
353.
99
256.
78
225.
31
96.8
3
232.
11
372.
22
270.
00
236.
91
103.
76
243.
70
390.
80
283.
47
248.
73
feb
75.6
2
177.
60
284.
81
206.
59
181.
27
79.7
4
187.
29
300.
34
217.
86
191.
16
84.8
0
199.
16
319.
37
231.
67
203.
28
89,1
6
209.
41
335.
82
243.
59
213.
74
93.6
2
219.
86
352.
58
255.
75
224.
41
mar
84.7
2
198.
96
319.
09
231.
46
203.
09
89.3
4
209.
83
336.
49
244.
08
2141
7
96.0
1
223.
13
357.
82
259.
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63
120.
86
284.
40
456.
82
332.
66
292.
76
127.
a7
300.
89
483.
32
351.
95
309.
74
135.
29
318.
34
511.
35
372.
36
327.
70
253.
36
407.
35
oct
296.
45
260.
62
113.
55
267.
63
430.
28
313.
13
275.
29
119.
82
282.
39
454.
02
330,
41
290.
48
126.
34
297.
77
478.
75
348.
41
306.
30
t33.
S7
315.
04
506.
52
368.
61
324.
06
141.
43
333.
32
535.
89
389.
99
342.
86
249.
18
400.
68
nov
291.
50
255.
79
111.
50
263.
21
423.
24
307.
91
270.
19
117.
65
277.
73
446.
59
324.
90
285.
09
124.
06
292.
86
470.
91
342.
60
300.
62
t3t.2
5
309.
84
488.
22
362.
47
318.
06
138.
87
327.
81
527.
12
383.
43
336.
50
261.
03
420.
17
dic
305.
94
268.
53
117.
03
275.
72
443.
83
323.
16
283.
64
123.
48
290.
93
468.
32
341.
00
299.
30
130.
21
306.
78
493.
82
359.
57
315.
60
137.
7*
324.
57
522.
46
380.
42
333.
90
145.
75
343.
40
552.
77
402.
49
353.
27
anua
l
1561
6
1649
5
1740
5
1835
3
1941
8
2054
4
Pági
na 4
de
4
ANEXO 3.3
ANEXO 3.3.
TALAS DE ENBALSES .CENTRAL HIDRONACION.
a) VOLUMEN VS. FACTOR DE PRODUCCIÓN
VOLUMEN VS. FACTOR DE PRODUCCIÓNVOLUMEN[HrTV*]
2149.32910.13753.94680.65430.1
PACTO DE PRODUCCION[MW/rrV*/sJ
0.35640.38880.42480.45720.4824
VOLUM EN x PACTO DE PRODUCCIÓN
»
« 06
S 0 5 -UI > " 3
0 E 04 -
0 5 03 -£¿ O «-• U-O
O O 0 2 -5 o u^ü- 3 0 1 -
Q Ul1
O 0 -
--
*-„
-==-^
••
. *— — ••i *•
. "
0. 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000
VOLUMB4[Hm3]
b) VOLUMEN VS. ÁREA.
VOLUMEN VS. ÁREAVOLUMEN[Hm1
2149.3
2910.13753.94680.65430.1
AREA[Km¿]
131.2
165202.1242.5275
VOLUMEN x ÁREA
300
*2 7OOJC
<*uj iontx "J« -\
o
~*~~*"^^
^**
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000
VOLUMEN[Hm3]
Página 1 de 2
ANEXO 3.3
c) VOLUMEN Vs COTA.
VOLUMEN[Hm12149.32910.13753.94680.65430.1
COTA[m]
7074788285
100 -i
^ 60l~ Afí -O w
0 20 -
0 .
VOLUMENxCOTA
_, -„--
¡*
' -
•
*•
- f
,
— ' -"
4 V
f
- -•.-
'''
«•l »
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000
VOLUMEN[Hm3]
d) COEFICIENTE DE EVAPORACIÓN.
COEFICIENTE DE EVAPORACIÓNMES
ENEROFEBREROMARZOABRILMAYOJUNIOJULIO
AGOSTOSEPTIEMBRE
OCTUBRENOVIEMBREDICIEMBRE
COEFICIENTE[mnVmes]60.511166.297.259
70.167.567
64.811738.568.7
Página 2 de 2
ANEXO 3.4
ANEXO 3.4
PROGRAMA DE MANTENIMIENTOS DE PAUTE.
AÑO/MES
2003
2004
2005
2006
2007
20QB
2009
2010
2011
2O12
2013
ENERO
37.5
226.3
56
56
56
56
56
56
56
56
56
PEBRE
32.4
49.4
56
56
56
56
56
56
56
56
56
MARZO
39
47.4
56
56
56
56
56
56
56
56
56
ABRIL
28.5
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
MAYO
4
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
JUNIO
40
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
JULIO
26.6
25
25
25
25
25
25
25
25
25
25
AGOS
55.2
70
70
70
7O
70
7D
70
70
70
70
SEP
121.6
70
70
70
70
70
70
70
70
70
70
OCT
59.4
70
70
70
70
70
70
70
70
70
70
NOV
104.2
70
70
70
70
70
70
70
70
70
70
DIC
77.7
70
70
70
70
70
70
70
70
70
70
Página 1 de 1
ANEXO 4.1
ANEXO 4.1
PROGRAMACIÓN DINÁMICA DUAL ESTOCASTICA (SDDP).
El método de Programación Dinámica Dual Estocástica (SDDP) es utilizado por
el CENACE para el cálculo de! despacho económico de generación para un
período de cuatro años (conforme a lo establecido en el reglamento de tarifas),
el mismo que se utiliza para la simulación operativa del sistema para finalmente
obtener los precios marginales de generación para cada etapa, cada serie y
para cada bloque de demanda.
En vista de la importancia de esta metodología en el este Anexo se fa presenta
en detalle.
1. Formulación del problema.
El despacho hidrotérmico multi-etapa se plantea como un problema de
programación dinámica estocástica, caracterizado por la siguiente ecuación
recursiva:
d)
s.a.:
meM¡
para ir1 ,...,! (2)
donde / índice de las centrales hidra (/ = número de centrales) y z¿(ef) representa
el costo operativo asociado 9 la generación hidro e*, esto es:
Página 1 de 12
ANEXO 4.1
zt(et) =?
j=i' i=lo<gto)<gt(j) j = i,..-,J
(3)
donde y índice de las térmicas (J = número de térmicas).
En teoría, el procedimiento recursivo podría ser resuelto a través de un algoritmo
de programación dinámica estocástica (PDE). Sin embargo, el esfuerzo
computacional del algoritmo PDE tradicional crece exponencialmente con el
número de variables de estado del problema.
Debido a esto, se utiliza la técnica de programación dinámica estocástica dual
(SDDP), que permite obtener los mismos resultados de la PDE tradicional, sin la
necesidad de discretización del espacio de estados. El algoritmo SDDP es un
proceso iterativo de construcción de una aproximación de la función de costo
futuro, cuya precisión depende de dos parámetros: el tamaño de la muestra de
estados (L) y el número de escenarios condicionados utilizados en el cálculo de
la función de costo futuro (A/).
2. Pasos del algoritmo SDDP.
a) Selección del conjunto inicial de estados.
En la primera iteración se requiere L estados iniciales. Para cada etapa t el
estado (V'M, a't_i) representa las condiciones iniciales de almacenamiento y
afluencias, para /= 1,..., L.
a.1) Estados iniciales de almacenamiento
Página 2 de 12
ANEXO 4.1
El estado inicial de almacenamiento para la etapa t =1 es un dato conocido, igual
a v0 para cada uno de Iqs L estados. Los estados iniciales de almacenamiento
{v\-i}, /= 1,..., L y t- 2, .... 7 se obtienen dividiendo la capacidad e! embalse en L
valores. Por ejemplo, si L = 5, los estados de almacenamiento serían 100%,
75%, 50%, 25% y 0%.
a.2) Estados iniciales de afluencias
La condición hidrológica inicia) ao es un dato conocido. Los estados iniciales de
afluencias anteriores { a'n}, / = 1, ... ,L se obtienen generando un conjunto de L
secuencias hidrológicas para las etapas t = 2, .... T. El proceso de generación
consiste en sortear aleatoriamente un vector de ruidos £\n distribución log-
normal de tres parámetros y calcular el vector de afluencias para la etapa t,
secuencia / como:
(4)
Las matrices Ot-i y At contienen los parámetros del modelo estocástico de
afluencias. 3Vi representa la relación entre tas afluencias de una misma central
en etapas consecutivas (correjación temporal), mientras At representa la relación
entre todas tas afluencias del sistema en la mismo etapa (correlación espacial).
En esta presentación de la metodología se utiliza un modelo auto-regresivo de
orden 1, con el objetivo cié simplificar la notación. Se observa que la utilización
de modelos de orden mayor que 1 no compromete la eficiencia de la
metodología SDDP.
b) Cálculo de la función aproximada de costo futuro.
La aproximación de la función de costo futuro se construye a través de una
recursión en el sentido inverso del tiempo. Para cada etapa t y para cada estado
(vVi.a't-i) el siguiente proceso se repite.
Página3 de 12
ANEXO 4.1
b.1) Generación de N escenarios de afluencias condicionadas.
Se generan N escenario? de afluencias condicionadas a la afluencia at-i como
se muestra a continuación:
«fc _/F> *rt' ^- A *F"at ~vf-i "r-l + /v/ £f
paran = 1,..., N (5)
donde Ot-i y At son los parámetros del modelo estocástico de afluencias para
la etapa t, y el vector £tn se obtiene para un sorteo aleatorio de una distribución
log- normal.
b.2) Solución del problema operativo.
Sea v t-1 el vector de almacenamientos iniciales y at uno de los vectores de
afluencias condicionadas producido en el paso b.1) Se resuelve entonces el
problema operativo para la etapa t
w¡°=Minzt(et) + at+I
s.a.
para/= 1, .... /; para 7= 1, .... J; parap= 1, ..., p(t) (6)
Página 4 de 12
ANEXO 4.1
donde P(/) es el número de aproximaciones de la función de costo futuro en la
etapa t Inicialmente P(t) = 0.
b.3) Cálculo de las derivadas.
Después de la solución del problema para cada uno de los escenarios de
afluencias condicionadas, se calculan las derivadas de la función objetivo con
respecto a las condiciones iniciales (vt-11, a t-11).
El vector á* h/ ¿fof representa la variación del costo operativo con respecto a los
almacenamientos iniciales. Como estos almacenamientos sólo aparecen en la
ecuación de balance hídrico, se tiene:
(7)
Donde:
m-ito es el multiplicador Simplex asociado a la ecuación de balance hídrico del
problema planteado.
La variación del costo operativo con respecto a las afluencias anteriores, ¿^ "V
¿ItV se obtiene de la siguiente manera. Aunque at-1 no aparezca en el lado
derecho del problema (7), se utiliza la regla de la cadena para obtener la
derivada:
* = dw* » da*
'_ &rto da_f
(8)
Dado que at"* aparece en la ecuación de balance hídrico y en las restricciones
de costo futuro, se tiene:
Página 5 de 12
ANEXO 4.1
aaj-
(9)
obtener el término .at La t-1, se substituye at por la expresión (6) del
modelo estocástico de afluencias. Derivando, se tiene:
(10)
La derivada deseada se calcula como el producto de las expresiones (9) y (10):
(11)
Por simplicidad de notación, se define:
(12)
Cálculo de la aproximación de la función de costo futuro.
Después de fa solución de los N problemas correspondientes a los N escenarios
condicionados al estado (vft-1, a ft-1) y calculadas las derivadas con respecto a
las condiciones iniciales para cada escenario n, el valor esperado de estas
derivadas está dado por:
Página 6 de 12
ANEXO 4.1
Nyx*¿J Vin=1
AT
(13)
y el valor esperado de la función objetivo es:
i N
"1 =—*?,"?' * £
(14)
Una aproximación de la función de costo futuro de la etapa anterior M se
obtiene a través de la Idealización del valor esperado wt1 alrededor del estado
inicial
(15)
Separando los valores conocidos de las variables de decisión y agregando los
términos, se tiene:
(16)
donde rt-11 es un término constante dado por:
(17)
Actualización de la función de costo futuro de la etapa anterior,
El procedimiento presentado en b.4) produce un hiperplano que aproxima la
función de costo futuro de la etapa anterior M alrededor del estado inicial
(vVl.at-11).
Página 7 de 12
ANEXO 4.1
Este proceso se repite para cada estado /, con / = 1, ..., L De esta forma se
generan L aproximaciones de la función de costo futuro para la etapa M. Estos
L nuevos hiperplanos son añadidos al problema de la etapa anterior, por lo tanto
P(M) 4-/V-D + L.
c) Cálculo del límite inferior.
El problema operativo se resuelve ahora para la primera etapa, M. Los tramos
de la función de costo futuro para esta etapa fueron obtenidos como se mostró
en la sección b) El valor esperado del costo operativo a ío largo del período de
planeamiento se calcula como:
i L1 "* iw = — > wt
- LEÍ '(18)
donde:
w_ es valor esperado del costo operativo
w"i es valor óptimo del problema operativo de la primera etapa dado el volumen
inicial vO es el vector de afluencias a'i
+ a
(19)
sujeto a las restricciones operativas etc.
Si el procedimiento presentado en las secciones a) y b) se aplicara a todos los
estados (i/t-1, si t-1) posibles del sistema, el costo operativo promedio calculado
en (18) seria por definición la solución óptima del problema estocástico. Como el
número total de estados es excesivamente elevado, se aplica el procedimiento a
un subconjunto de L estados. Por lo tanto, las funciones de costo futuro {<xt}
calculadas son aproximaciones de las funciones verdaderas. En particular, dado
Página 8 de 12
ANEXO 4.1
que la aproximación de la función de costo futuro no incluye todos los tramos, el
valor w_ en (18) es un límite inferior para ia solución óptima,
d) Cálculo del límite superior.
El cálculo del límite superior se basa en la observación de que el costo esperado
resultante de la simulación operativa del sistema para cualquier función de costo
futuro no puede ser inferior al valor óptimo. El proceso consiste en una
simulación en el sentido directo del tiempo para una muestra de tamaño L El
procedimiento de simulación se presenta a continuación.
d.1) Estados iniciales de almacenamiento
Para la etapa M se considera el vector de volúmenes iniciales vO.
d.2) Estados iniciales de afluencias
Los estados iniciales de afluencias para las etapas f = 1, .... 7 y para los
escenarios / =1,..., L son los mismos que se sortearan en la sección a.2)
d.3) Simulación operativa
Para cada etapa í y para cada estado inicial (v 't-1, a 't-1) se resuelve el
problema operativo:
(20)Sujeto a:
Página 9 de 12
ANEXO 4.1
v((í) + st (O + «((0 - 2>,C») + «,(«)] = v;_,(i) + o) (i)
(o * v,w *«(') * 4(0 + r
a m >0
(21)para/=1, .„, /;para;=1, .... 4 parap= 1, .... P(í);
donde P(í) es el número de aproximaciones de la función de costo futuro en la
etapa t obtenidas en el procesp recursivo presentado en b)
El siguiente valor está asociado a la solución de este problema:
(22)
donde M/ t es el valor óptimo de la solución y oí t es el valor de la variable de
costo futuro en la solución óptima. En otras palabras, z! i representa el costo
operativo en la etapa t, sin co^to futuro.
d.4) Actualización del estado inicial de almacenamiento
Para las etapas í, t = 2,.... T, Actualice los estados iniciales de almacenamiento
utilizando el vector de almacenamientos finales v't-1 obtenido en la solución del
problema operativo de la etap$ M para el / -ésimo escenario.
Página 10 de 12
ANEXO 4,1
d.5) Obtención del límite superior.
Después de la solución del problema (21) para cada estado inicial (v Vi, a 't-1) y
para cada etapa se calcula:
donde z/ es el costo operativo total de la secuencia /:(23)
(24)
Este procedimiento de la simulación operativa se lo puede representar medíante
el siguiente flujograma:
recorrer las etapas t = 1 T
Leer de archivolos datos del sistema.
fó demanda yel mantenimiento
leer de archivo:vector de caudales
función dé costo futurovector de volúmenesde la etapa anterior
resolver el subproblema operativodé la etapa t
acumular costos operativosy déficit del suministro
SistemaDemanda
Mantenimiento
pd íticaoperativa
EL
estat i stic asoperativos
Páginall de 12
ANEXO 4.1
e) Verificación de la optimalidad,
El límite superior estimado en (23) se basa en una muestra de L secuencias de
afluencias. Por lo tanto, hay una incertidumbre alrededor de esta estimación, que
depende de la desviación estándar del estimador:
/=!
(25)
El intervalo de confianza (95%) para w es:
[w -1.960^+1.96o-J(26)
Si el límite inferior w_ está en el intervalo (26), se llegó a la solución óptima y el
algoritmo termina.
En caso contrario, se debe mejorar la aproximación de las funciones de costo
futuro y por lo tanto repetir el procedimiento presentado en la sección d) Los
nuevos estados de almacenamiento son los volúmenes (t/t-1) producidos en la
simulación operativa. Los estados de afluencias (a't-1) siguen iguales.
Página 12 de 12
ANEXO 4.2
ANEXO 4.2
a) CALCULO DEL PRECIO UNITARIO DE POTENCIA (PUP).
A continuación se detalla el pálculo del PUP cuyas premisas son:
• Se considera una turbina de gas de ciclo abierto de 90 MW de potencia
inastalada, debido, principalmente a que este tipo de máquina son
consideradas para cubrir la demanda punta.
• Un rendimiento de 0.9, lo que implica una potencia efectiva o firme de 81
MW.
• Se considera una vida útjl de la máquina de 15 años.
• Una tasa de descuento del 11.2% anual, y.
• Se asume un costo de inversión de 400 USD/kW instalado.
La tasa de descuento mensgal será entonces:
J_Tasa jfe _descuento _mensual = (1 + 0.112)12 -1 = 0.008886
Tasa _de _descuento _mensual(%) = 0.008886* 100 = 0.8886%
Los costos de operación y mantenimiento se consideran como el 2 % del total de
la inversión de la planta. Entonces:
Total inversión = 400^^* 9000QWT = Só'kW
Página 1 de 3
ANEXO 4.2
Costos J) &M = (0.02*36'OOO.OOOÍ75D)/12 = 6Q.QQQUSD
Entonces el costo total mensual será, la suma del desembeleso mensual
promedio requerido para recuperar la inversión más los costos de O&M, siendo
el primer valor el siguiente:
Desembolso _mensual _ promedio = 36000000 *(1+0.008886)180 *0.008886
= 401590t/SD(1 + 0.008886)'*" -1
Entonces: el costo total mensual será:
Costo _mensual _total = 401 59O7SD + 6000O75O = 46159O/SD
Ahora, el PUP se lo consive como el valor resultante de la relación entre el costo
mensual total y la potencia firme cosniderada, es decir
= Costo mensual jtotal = 46159(USD _~ ~ " "
Potencia _ firme SlOOOfc^ " kW
Para los cálculos correspondientes este valor se lo aproxima a 5.7 USD/kW.
Página 2 de 3
. >
*_*.*
i-V
>
I . M
b) A
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EM
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PU
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PO
TEN
CIA
NO
MIN
AL(
MW
)
51 90 120
PO
TEN
CIA
EF
EC
TIV
A(M
W)
45.9
81 108
CO
ST
O D
EIN
VE
RS
IÓN
($U
SD
/kW
h)
227.
92
400,
0052
3.46
VID
AÚ
TIL
(AÑ
OS
)
15 15 15
TA
SA
DE
DE
SC
UE
NT
O(%
)
11.2
11.2
11.2
CO
ST
OS
DE
0&M
(US
D)
2324
76.5
8
7200
00.0
012
5630
0.50
TA
SA
ME
NS
UA
L
0.01
0.01
0.01
TO
TA
L D
EIN
VE
RS
IÓN
1162
3829
.00
3600
0000
.00
6281
5025
.00
DE
SE
MB
OLS
OM
EN
SU
AL
PR
OM
ED
IO($
US
D)
1296
67.6
2
4015
91.8
070
0722
.20
CO
ST
OM
EN
SU
AL
TO
TA
L
1490
40.6
7
4615
91.8
080
5413
.90
PU
P(U
SD
/kW
-m
es)
3.25
5.70
7.48
Pági
na 3
de
3
ANEXO 6,1
ANEXO 6.1
DIFERENCIAS EN EL PRG Y EN EL COSTO DE ENERGÍA PARA EL
PERIODO 2003 - 2004.
CASOS
C1 -C2C1 -C3
C1 -C4
C3-C5C3-C6C3-C7C3-C8C3-C9
DIFERENCIA
(Cusd/kWh)0.779700030.95651974
0.23246751
0.192302210.003597590.000140510.004040730.17706589
DIFERENCIACOSTO DE
ENERGÍA ($)98910406.30121341224.23
29490131.02
24394881.50456379.9217824.8251?594.80
22462047.90
DESCRIPCIÓN
Reducción por precios no piso de combustiblesAumento por modificación del plan de expansión delCONELECReducción por modificación del plan CONELEC yprecios no piso de combustiblesAhorro por ingreso de TermorienteAhorro por ingreso de Máchala Power 2 y 3Ahorro por ingreso de MazarAhorro por ingreso de San FranciscoAhorro por ingreso de la interconexión con Perú
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ANEXO 6.2
ANEXO 6.2.
PRECIO DE LOS COMBUSTIBLES.DECRETO 1250 DEL 31 DE DICIEMBRE
DEL 2003. VIGENTES PARA EL MES DE ENERO DEL 2004.
COMBUSTIBLEFUEL OILDIESELNAFTA BASERESIDUORESIDUO
^N SHUSHUFINDIpN ESMERALDAS
PRECIO(USD/bl)24.88491641.98794631.67774414.54275219.7164
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