escuela politÉcnica nacionalbibdigital.epn.edu.ec/bitstream/15000/1545/1/cd-2709.pdftabla 5-11...

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

FACULTAD DE INGENIERÌA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA

PROGRAMA PARA LA SIMULACIÓN Y ANÁLISIS DE

MÉTODOS DE TARIFACIÓN Y REPARTICIÓN DE COSTOS Y

PÉRDIDAS DE TRANSMISIÓN DEL SNI A NIVELES DE

VOLTAJE DE 138 kV y 230 kV.

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENI ERO

ELÉCTRICO

OJEDA PAZ DANILO EDUARDO

[email protected]

SIMBAÑA LINCANGO LUIS EDUARDO

[email protected]

DIRECTOR: DR. ING. GABRIEL BENJAMÍN SALAZAR YÉPEZ

[email protected]

Quito, Diciembre 2009

DECLARACIÓN

Nosotros, Danilo Eduardo Ojeda Paz y Luis Eduardo Simbaña Lincango,

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

documento.

A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedad

intelectual correspondiente 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.

Danilo Eduardo Ojeda Paz

Luis Eduardo Simbaña Lincango

ii

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Danilo Eduardo Ojeda Paz y

Luis Eduardo Simbaña Lincango, bajo mi supervisión.

Dr. Ing. Gabriel Benjamín Salazar Yépez

DIRECTOR DEL PROYECTO

iii

AGRADECIMIENTOS

Expresamos el más sincero agradecimiento a las autoridades de la Escuela Politécnica

Nacional, por darnos la oportunidad de formarnos en sus aulas universitarias. A la

Carrera de Ingeniería Eléctrica, a sus autoridades, docentes y servidores en general que

en forma conjunta nos brindaron su tiempo, guía, conocimiento y apoyo.

A nuestras Familias quienes siempre tuvieron la voz de aliento para animarnos y darnos

la energía renovada para encaminarnos y continuar con nuestros objetivos, a nuestros

Padres quienes con su amor, paciencia y apoyo estuvieron siempre pendientes de

nosotros, como olvidar a nuestros amigos "Peluchin" quienes tuvieron un rol importante

en el desarrollo del presente trabajo.

Un reconocimiento a los profesionales que con inteligencia, visión, técnica y experiencia

acumulada a través de muchos años dieron su aporte en la consecución de la

investigación y desarrollo de la herramienta computacional, especialmente al Dr. Gabriel

Salazar, DIRECTOR DE TESIS, quien con paciencia, sabiduría y abnegado esfuerzo

supo orientarnos en el afán de alcanzar la meta propuesta.

A los directivos del Consejo Nacional de Electricidad, CONELEC, a través de la Dirección

de Tarifas y Cargos, por darnos la oportunidad y brindarnos las facilidades para la

elaboración del presente trabajo, en general a todo el departamento quienes supieron

aconsejarnos de manera acertada en la consecución del proyecto de titulación.

Un agradecimiento especial al ingeniero y amigo Franklin Quilumba por la orientación y

apoyo prestado.

En general a todas aquellas personas que han colaborado con la concreción del mismo.

LOS AUTORES

iv

DEDICATORIA

A Vicente y Rosario,

mis padres y amigos,

por su ejemplo de

amor, trabajo y

esfuerzo diario.

A Henrry y Rommel,

mis hermanos, por su

paciencia, diversión

e incondicional

apoyo.

A Alejandro, Mateo y

Emilio por ser la

dulzura, ocurrencias,

locuras, para ustedes

sobrinos queridos.

Danilo

ii

A mis padres, Gregorio y Carmita

por su compresión, cariño, amor y

ejemplo de que todas las metas se

obtienen con esfuerzo y sacrificio.

A mis sobrinos, Bryan y Mateito

que con ocurrencias y travesuras

llenan el corazón de alegrías.

A mis hermanos, Anabel y Marco

inmensa gratitud y cariño que

tengo hacia ellos porque siempre

estuvieron junto a mí.

Eduardo

CONTENIDO

DECLARACIÓN ............................................................................................................................... ii

CERTIFICACIÓN .............................................................................................................................. ii

AGRADECIMIENTOS.......................................................................................................................iii

ii

DEDICATORIA ................................................................................................................................ iv

CONTENIDO ................................................................................................................................... ii

LISTADO DE FIGURAS .................................................................................................................... iv

LISTADO DE TABLAS ...................................................................................................................... v

RESUMEN .................................................................................................................................... viii

1. INTRODUCCIÓN ..................................................................................................................... 1

1.1. SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO............................................................................... 1 1.1.1. RESEÑA DEL SECTOR ELÉCTRICO ............................................................................... 1

1.1.2. MERCADO ELÉCTRICO COMPETITIVO ....................................................................... 2

1.1.3. AGENTES DEL MEM ................................................................................................... 3

1.1.4. TARIFA ELÉCTRICA VIGENTE HASTA JUNIO 2008 ...................................................... 4

1.1.5. MANDATO CONSTITUYENTE N° 15............................................................................ 5

1.1.6. PROPUESTA DE UN NUEVO MODELO DE MERCADO [6] ........................................... 8

1.2. EL NEGOCIO DE LA TRANSMISIÓN ELÉCTRICA .............................................................. 9 1.3. PARTICULARIDADES DE LA REGULACIÓN DE LA TRANSMISIÓN [9] ............................ 10 1.4. PARTICULARIDADES DE LA TARIFACIÓN DE LA TRANSMISIÓN [12] ............................ 12

2. OBJETIVOS ........................................................................................................................... 17

2.1. ANTECEDENTES ........................................................................................................... 17 2.2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA .............................................................................. 17 2.3. OBJETIVOS ................................................................................................................... 18

2.3.1. GENERALES .............................................................................................................. 18

2.3.2. ESPECÍFICOS ............................................................................................................ 18

2.4. ALCANCE ...................................................................................................................... 19 2.5. CONTENIDO DE LA TESIS ............................................................................................. 19 2.6. CONTRIBUCIONES ESPERADOS ................................................................................... 21

3. MARCO TEÓRICO ................................................................................................................. 23

3.1. ASIGNACIÓN DE PÉRDIDAS DE TRANSMISIÓN ............................................................ 28 3.1.1. MÉTODO PROPUESTO POR J. BIALEK ...................................................................... 30

3.1.1.1. Descripción .................................................................................................. 30

3.1.1.2. Trazado de Flujos de Potencia ..................................................................... 31

3.1.1.3. Algoritmo de inyecciones de potencia ........................................................ 32

3.1.1.4. Algoritmo de retiros de potencia ................................................................ 36

3.1.2. MÉTODO DE PRORRATEO........................................................................................ 40

3.2. REPARTICIÓN DE COSTOS DE TRANSMISIÓN .............................................................. 41 3.2.1. ESTAMPILLA POSTAL [9] .......................................................................................... 42

3.2.1.1. Entre Generadores ...................................................................................... 43

3.2.1.2. Entre Generadores y Demandas ................................................................. 43

3.2.1.3. Entre Demandas .......................................................................................... 44

3.2.2. MÉTODO PROPUESTO POR BIALEK ......................................................................... 44

3.2.2.1. Algoritmo de inyecciones de Potencia ........................................................ 45

3.2.2.2. Algoritmo de Retiros de Potencia ............................................................... 46

3.2.3. FACTORES DE DISTRIBUCIÓN [9] ............................................................................. 48

3.2.3.1. Factores de Distribución D o GGDF ............................................................. 49

3.2.3.2. Factores de Distribución C o GLDF .............................................................. 50

iii

3.2.3.3. Factores de Distribución DC o GGLDF ......................................................... 51

4. DESARROLLO DE LA HERRAMIENTA .................................................................................... 54

4.1. INTERFAZ DINÁMICA ................................................................................................... 56 4.1.1. LIBRERÍA .................................................................................................................. 56

4.1.1.1. Barras........................................................................................................... 57

4.1.1.2. Elementos .................................................................................................... 58

4.1.1.3. Costos .......................................................................................................... 62

4.2. INTERFAZ GRÁFICA ...................................................................................................... 63 4.2.1. DESPACHO ECONÓMICO ......................................................................................... 69

4.2.2. MÉTODOS DE PÉRDIDAS.......................................................................................... 69

4.2.3. MÉTODOS DE COSTOS ............................................................................................. 70

4.2.4. SALIDA DE DATOS .................................................................................................... 71

4.3. DIAGRAMA DE FLUJOS DE TCP .................................................................................... 72 5. SIMULACIONES DE SISTEMAS ELÉCTRICOS ......................................................................... 76

5.1. SISTEMAS ELÉCTRICOS DE PRUEBA ............................................................................. 76 5.1.1. TRES NODOS ............................................................................................................ 77

5.1.1.1. Pérdidas ....................................................................................................... 78

5.1.1.2. Costos .......................................................................................................... 84

5.1.2. ONCE NODOS ........................................................................................................ 102

5.1.2.1. Pérdidas ..................................................................................................... 104

5.1.2.2. Costos ........................................................................................................ 108

5.2. SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO ................................................................... 115 5.2.1. Pérdidas ................................................................................................................. 115

5.2.2. Costos .................................................................................................................... 121

5.2.2.1. Entre Generadores .................................................................................... 121

5.2.2.2. Entre Generadores y Demandas ............................................................... 125

5.2.2.3. Entre Demandas ........................................................................................ 128

6. ANALISIS DE RESULTADOS ................................................................................................. 132

6.1. VERSATILIDAD ........................................................................................................... 132 6.2. FUNCIONALIDAD ....................................................................................................... 133 6.3. VISUALIZACIÓN Y EXPORTACIÓN DE RESULTADOS ................................................... 133 6.4. ANÁLISIS DE RESULTADOS DE LAS SIMULACIONES .................................................. 134 6.5. RESUMEN COMPARATIVO ......................................................................................... 144

7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................................ 147

8. REFERENCIAS ..................................................................................................................... 150

ANEXOS ..................................................................................................................................... 153

A DESPACHO ECONÓMICO ......................................................................................... 153 A.1. FLUJO DE POTENCIA .............................................................................................. 153

A.2. PÉRDIDAS DE TRANSMISIÓN ................................................................................. 155

A.3. FORMULACIÓN DEL DESPACHO ECONÓMICO ...................................................... 156

B PARÁMETROS DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA MODELADOS ............. 159 B.1. SISTEMA DE PRUEBA DE TRES NODOS .................................................................. 159

B.2. SISTEMA DE PRUEBA DE ONCE NODOS ................................................................. 160

B.3. SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO DE 138 kV y 230 kV ............................... 162

iv

C SISTEMA DE PRUEBA DE ONCE NODOS - RESULTADOS.................................................. 167 C.1. ASIGNACIÓN DE PÉRDIDAS ................................................................................... 167

C.2. REPARTICIÓN DE COSTOS ...................................................................................... 168

D SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO - RESULTADOS ............................................... 177 D.1. DESPACHO ECONÓMICO ....................................................................................... 177

D.2. REPARTICIÓN DE PÉRDIDAS .................................................................................. 179

D.3. REPARTICIÓN DE COSTOS ...................................................................................... 182

LISTADO DE FIGURAS

Figura 1-1 Estructura del Sector Eléctrico 1961-1996 ........................................................................ 1

Figura 1-2 Estructura del Sector Eléctrico Ecuatoriano, Modelo Competitivo .................................. 2

Figura 1-3 Propuesta de Nueva Estructura del Sector Eléctrico Ecuatoriano .................................... 9

Figura 1-4 Clasificación de los Métodos de Regulación ................................................................... 12

Figura 1-5 Estructura del Marco para la Tarifación de Transmisión ................................................ 13

Figura 1-6 Componentes del Servicio de Transmisión ..................................................................... 13

Figura 3-1 Métodos de Tarifación de la Transmisión ....................................................................... 27

Figura 3-2 Ejemplo de Principio de Proporcionalidad ...................................................................... 31

Figura 4-1 Pantalla de inicio del Programa TCP ............................................................................... 55

Figura 4-2 Interfaz Dinámica, ejemplo del Sistema de Tres Nodos ................................................. 56

Figura 4-3 Librería del programa TCP ............................................................................................... 57

Figura 4-4 Bloque de Barras ............................................................................................................. 57

Figura 4-5 Representación Gráfica y Modificación de los parámetros de Barras (Bus) ................... 58

Figura 4-6 Bloque de Elementos ...................................................................................................... 58

Figura 4-7 Representación Gráfica y Modificación de los parámetros de Barra Slack (BS) ............. 59

Figura 4-8 Representación Gráfica y Modificación de los parámetros de Líneas (Line) .................. 60

Figura 4-9 Representación Gráfica y Modificación de los parámetros de Transformadores .......... 61

Figura 4-10 Representación Gráfica y Modificación de los parámetros de la Demanda (PQ) ......... 61

Figura 4-11 Bloque de Costos ........................................................................................................... 62

Figura 4-12 Representación Gráfica y Modificación de los parámetros de Generación ................. 63

Figura 4-13 Interfaz Gráfica del programa TCP ................................................................................ 64

Figura 4-14 Interfaz Gráfica del Sistema .......................................................................................... 65

Figura 4-15 Interfaz Gráfica del Despacho Económico .................................................................... 66

Figura 4-16 Interfaz Gráfica de la Solución del Despacho Económico ............................................. 66

Figura 4-17 Interfaz Gráfica del Historial ......................................................................................... 66

Figura 4-18 Interfaz Gráfica del Análisis ........................................................................................... 66

Figura 4-19 Interfaz Gráfica de la Repartición (Uninodal y Multinodal) .......................................... 67

Figura 4-20 Interfaz Gráfica de los Agentes (de Pérdidas y Costos) ................................................ 67

Figura 4-21 Interfaz Gráfica de los Métodos de Repartición (de Pérdidas y de Costos) .................. 68

Figura 4-22 Interfaz Gráfica de los Resultados (de Pérdidas y de Costos) ....................................... 68

Figura 4-23 Interfaz Gráfica de los Métodos de Repartición de Pérdidas ....................................... 70

Figura 4-24 Interfaz Gráfica de los Métodos de Repartición de Costos ........................................... 71

Figura 4-25 Interfaz Gráfica de la Salida de Datos ........................................................................... 72

Figura 4-26 Diagrama de Flujo del Funcionamiento del Programa TCP........................................... 73

v

Figura 4-27 Diagrama de Flujo del Despacho Económico ................................................................ 74

Figura 4-28 Diagrama de Flujo de Pérdidas ..................................................................................... 75

Figura 4-29 Diagrama de Flujos de Costos ....................................................................................... 75

Figura 5-1 Sistema de Tres Nodos .................................................................................................... 77

Figura 5-2 Aportación de cada método para cada agente, uninodal ............................................. 101

Figura 5-3 Aportación de cada método para cada agente, multinodal ......................................... 102

Figura 5-4 Sistema de Once Nodos ................................................................................................ 103

Figura 6-1 Liquidación a través de los Métodos de Pérdidas ......................................................... 135

Figura 6-2 Resumen de la Repartición de Costos de los métodos propuestos .............................. 138

Figura 6-3 Repartición de Costos a Generadores, uninodal ........................................................... 139

Figura 6-4 Repartición de Costos a Generadores, multinodal ....................................................... 140

Figura 6-5 Repartición de Costos a Generadores y Demandas, uninodal ...................................... 141

Figura 6-6 Repartición de Costos a Generadores y Demandas, multinodal .................................. 142

Figura 6-7 Repartición de Costos a Demandas, uninodal .............................................................. 143

Figura 6-8 Repartición de Costos a Demandas, multinodal ........................................................... 144

Figura A-1-1 Modelo pi de la Línea de Transmisión para un Flujo AC ........................................... 153

Figura A-1-2 Modelo de la Línea para Flujo DC .............................................................................. 154

Figura B-1-3 Diagrama del Sistema 3-n .......................................................................................... 159

Figura B-2-4 Diagrama del Sistema 11-n ........................................................................................ 160

Figura B-3-5 Diagrama del Sistema Nacional Interconectado ....................................................... 162

Figura C-2-6 Aportación de cada método para cada agente, uninodal ......................................... 174

Figura C-2-7 Aportación de cada método para cada agente ......................................................... 175

LISTADO DE TABLAS

Tabla 5-1 Flujos de potencia activa y costos fijos (anualidad) del Sistema de tres nodos .......... 77

Tabla 5-2 Datos de Generación, Demanda y Factor Nodal del Sistema de tres nodos ............... 77

Tabla 5-3 Datos de Resultados Generales de Despacho Económico .......................................... 78

Tabla 5-4 Asignación de pérdidas a la generación ...................................................................... 78

Tabla 5-5 Precios Nodales y Liquidación por Agente involucrado .............................................. 78

Tabla 5-6 Liquidación con Factores Netos .................................................................................. 79

Tabla 5-7 Asignación de pérdidas a la generación y demanda ................................................... 80

Tabla 5-8 Precios Nodales y Liquidación por Agentes involucrados ........................................... 80

Tabla 5-9 Liquidación con Factores Medios ................................................................................ 80

Tabla 5-10 Asignación de pérdidas a la demanda ....................................................................... 81

Tabla 5-11 Precios Nodales y Liquidación por Agente involucrado ............................................ 81

Tabla 5-12 Liquidación con Factores Gruesos ............................................................................. 82

Tabla 5-13 Asignación de pérdidas a la demanda ....................................................................... 83

Tabla 5-14 Precios Nodales y Liquidación por Agente involucrado ............................................ 83

Tabla 5-15 Liquidación con Factores Prorrata ............................................................................ 83

Tabla 5-16 Asignación de Generación a los flujos de potencia ................................................... 85

Tabla 5-17 Participación de Generación a los flujos de potencia ............................................... 85

Tabla 5-18 Repartición de Costos a Generadores, uninodal ....................................................... 85

vi

Tabla 5-19 Repartición de Costos a Generadores, multinodal ................................................... 85

Tabla 5-20 Asignación de Generación ......................................................................................... 86



Tabla 5-23 Asignación de Generación a los flujos de potencia ................................................... 88

Tabla 5-24 Contribución de Generación a los flujos de potencia ............................................... 88



Tabla 5-27 Asignación de Generación y Demanda a los flujos de potencia ................................ 90

Tabla 5-28 Participación de Generación y Demanda a los flujos de potencia ............................ 90

Tabla 5-29 Repartición de Costos a Generadores y Demandas, uninodal .................................. 90

Tabla 5-30 Repartición de Costos a Generadores y Demandas, multinodal ............................... 91





Tabla 5-35 Contribución de Generación y Demanda a los flujos de potencia ............................ 94



Tabla 5-38 Asignación de Demanda a los flujos de potencia ...................................................... 95

Tabla 5-39 Participación de Demanda a los flujos de potencia .................................................. 96

Tabla 5-40 Repartición de Costos a Demandas, uninodal .......................................................... 96

Tabla 5-41 Repartición de Costos Demandas, multinodal .......................................................... 96


Tabla 5-43 Repartición de Costos a Demandas, uninodal ........................................................... 97

Tabla 5-44 Repartición de Costos a Demandas, multinodal ...................................................... 98


Tabla 5-46 Contribución de Demanda a los flujos de potencia .................................................. 99

Tabla 5-47 Repartición de Costos a Demandas, uninodal ........................................................... 99

Tabla 5-48 Repartición de Costos a Demandas, multinodal ....................................................... 99

Tabla 5-49 Flujos de potencia activa y costos fijos (anualidad) del Sistema de once nodos .... 103

Tabla 5-50 Datos de Generación, Demanda y Factor Nodal del Sistema de Once nodos ........ 104

Tabla 5-51 Datos de Resultados Generales de Despacho Económico ...................................... 104

Tabla 5-52 Liquidación con Factores Netos .............................................................................. 105

Tabla 5-53 Liquidación con Factores Medios ............................................................................ 106

Tabla 5-54 Liquidación con Factores Gruesos ........................................................................... 107

Tabla 5-55 Liquidación con Factores Prorrata .......................................................................... 108

Tabla 5-56 Repartición de Costos a Generadores, uninodal ..................................................... 109

Tabla 5-57 Repartición de Costos a Generadores, multinodal ................................................. 109





Tabla 5-62 Repartición de Costos a Generadores y a Demandas, uninodal ............................. 111

vii

Tabla 5-63 Repartición de Costos a Generadores y a Demandas, multinodal .......................... 111





Tabla 5-68 Repartición de Costos a Demandas, uninodal ......................................................... 113

Tabla 5-69 Repartición de Costos a Demandas, multinodal ..................................................... 113





Tabla 5-74 Precios Nodales de Generación ............................................................................... 117

Tabla 5-75 Precios Nodales de Demanda .................................................................................. 118

Tabla 5-76 Ingreso Económico a los Generadores .................................................................... 120

Tabla 5-77 Pagos a las Demandas ............................................................................................. 121

Tabla 5-78 Cargos a los Generadores, uninodal ....................................................................... 123

Tabla 5-79 Cargo a Generadores, multinodal ........................................................................... 125

Tabla 5-80 Cargos a los Generadores y Demandas, uninodal ................................................... 126

Tabla 5-81 Cargos a los Generadores y Demandas, multinodal ............................................... 128

Tabla 5-82 Cargos a las Demandas, uninodal ............................................................................ 130

Tabla 5-83 Cargos a las Demandas, multinodal ........................................................................ 131

Tabla 6-1 Remuneración al Transmisor ..................................................................................... 136

Tabla B-1-1 Parámetros de los Generadores 3-n ...................................................................... 159

Tabla B-1-2 Parámetros de las Líneas de Transmisión 3-n ........................................................ 159

Tabla B-2-3 Parámetros de los Generadores 11-n .................................................................... 161

Tabla B-2-4 Parámetros de las Líneas de Transmisión 11-n ...................................................... 161

Tabla B-3-5 Parámetros de los Generadores del SNI ................................................................ 163

Tabla B-3-6 Parámetros de Demandas del SNI ......................................................................... 164

Tabla B-3-7 Parámetros de Líneas del SNI ................................................................................ 165

Tabla B-3-8 Parámetros de Transformadores del SNI ............................................................... 166

Tabla C-1-9 Asignación de pérdidas a la generación ................................................................. 167

Tabla C-1-10 Asignación de pérdidas a la generación y demanda ............................................ 167

Tabla C-1-11 Asignación de pérdidas a la demanda ................................................................. 168

Tabla C-1-12 Asignación de pérdidas a la demanda ................................................................. 168

Tabla C-2-13 Asignación de Generación a los flujos de potencia ............................................. 169

Tabla C-2-14 Participación de Generación a los flujos de potencia .......................................... 169



Tabla C-2-17 Participación de Generación a los flujos de potencia .......................................... 170

Tabla C-2-18 Asignación de Generación y Demanda a los flujos de potencia .......................... 170

Tabla C-2-19 Participación de Generación y Demanda a los flujos de potencia ....................... 171

Tabla C-2-20 Asignación de Generación y Demanda a los flujos de potencia .......................... 171

Tabla C-2-21 Asignación de Generación y Demanda a los flujos de potencia ......................... 171

Tabla C-2-22 Participación de Generación y Demanda a los flujos de potencia ....................... 171

viii

Tabla C-2-23 Asignación de Demanda a los flujos de potencia ................................................ 172

Tabla C-2-24 Participación de Demanda a los flujos de potencia ............................................. 172



Tabla C-2-27 Participación de Demanda a los flujos de potencia ............................................. 173

Tabla D-1-28 Datos de Generación, Demanda, Factor Nodal y Liquidaciones Comerciales del SNI

................................................................................................................................................... 177

Tabla D-1-29 Flujos de Potencia Activa y Costos Fijos (Anualidad) del SNI .............................. 178

Tabla D-1-30 Datos de Resultados Generales del Despacho Económico .................................. 179

Tabla D-2-31 Ingreso Económico a los Generadores ................................................................ 180

Tabla D-2-32 Pagos a las Demandas ......................................................................................... 182

Tabla D-3-33 Cargos a Generadores, uninodal ......................................................................... 184

Tabla C-3-34 Cargos a Generadores, multinodal ...................................................................... 186

Tabla D-3-35 Cargo a los Generadores y Demandas, uninodal ................................................. 188

Tabla D-3-36 Cargos a los Generadores y Demandas, multinodal ............................................ 190

Tabla D-3-37 Cargos a las Demandas, uninodal ........................................................................ 192

Tabla D-3-38 Cargos a las Demandas, multinodal ..................................................................... 194

RESUMEN

El desarrollo de los sistemas eléctricos de potencia ha motivado el estudio de

métodos de tarifación que permitan asignar de forma adecuada las pérdidas que

se tiene por el uso de la red y repartir los costos de transmisión a cada uno de los

agentes que operan en un determinado sistema.

ix

En esta tesis, se presenta una herramienta computacional "TCP" que posee

varias funciones para la modelación de sistemas de pruebas o sistemas reales

permitiendo así resolver el despacho económico del sistema mediante flujos DC

con lo cual tener el parámetro de inicio para escoger el análisis que puede ser

uninodal o multinodal, facilitando la simulación de los sistemas mediante el

entorno escogido previamente, así determinándose la asignación de pérdidas y la

repartición de costos entre los agentes que operan en el sistema.

Dentro de esta herramienta computacional "TCP", se puede crear, modificar y/o

implementar modelos de sistemas eléctricos, con el fin de estudiarlos y analizarlos

para poder evaluar los resultados que se simulen, facilitando escoger el método

más adecuado desde el punto de vista técnico y económico, requerido por el

usuario.

En este proyecto se propone tener una herramienta computacional tanto

académica como práctica para simulación en sistemas de prueba y en sistemas

reales. Los métodos de repartición de pérdidas son los propuestos por J. W.

Bialek y el de prorrateo y los métodos de repartición de costos son los factores de

distribución, estampilla postal y los propuestos por J. W. Bialek.

El objetivo a través de esta herramienta es que el usuario pueda asignar las

pérdidas y repartir los costos de manera justa, eficiente y brindando una

estabilidad económica, con lo cual satisfaga a los agentes involucrados por el uso

de la red de transmisión.

La herramienta computacional "TCP" brinda tiempos de ejecución rápidos, con lo

cual la aplicación en sistemas reales como el modelo del Sistema Nacional

Interconectado de 138 kV y 230 kV, que corresponde a un caso de demanda

máxima

1

1. INTRODUCCIÓN

1.1. SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO

El Sector Eléctrico Ecuatoriano a lo largo de su trayectoria ha experimentado

cambios importantes, en sus inicios con una estructura verticalmente integrada

(1961-1996), luego una estructura liberalizada que consiste en la desregulación

del sector donde aparece un modelo competitivo (1996-2008) y finalmente se

analiza una nueva propuesta sobre la base de un modelo de comprador único.

1.1.1. RESEÑA DEL SECTOR ELÉCTRICO

En los inicios el Sector Eléctrico Ecuatoriano estaba formado por una entidad que

monopolizaba la Generación, Transmisión y Distribución; el objetivo principal era

la creación de proyectos Hidroeléctricos y la Construcción del Sistema Nacional

Interconectado con el fin de integrar, normalizar y masificar el servicio eléctrico.

La creación de la Ley Básica de Electrificación permitía: Planificar, Construir,

Operar, Regular y Aprobar las Tarifas Eléctricas, mostrando un modelo

verticalmente integrado como se indica en la Figura 1.1.

Figura 1-1 Estructura del Sector Eléctrico 1961-199 6

2

Por varias razones técnicas, económicas y políticas, se optó por liberalizar al

Sector Eléctrico con el objeto de atraer inversión del sector privado en cuanto a

Generación y Distribución.

La Ley de Régimen del Sector Eléctrico LRSE [1], sustituyó la Ley Básica de

Electrificación LBS, en la cual tenía el estado el deber de satisfacer directa o

indirectamente las necesidades de energía eléctrica del país.

1.1.2. MERCADO ELÉCTRICO COMPETITIVO

Según la LRSE, el Sector Eléctrico se estructuraba de la siguiente manera:

• El Consejo Nacional de Electricidad –CONELEC-;

• El Centro Nacional de Control de Energía –CENACE-;

• Las empresas eléctricas concesionarias de generación;

• La empresa eléctrica concesionaria de transmisión; y,

• Las empresas eléctricas concesionarias de distribución y comercialización.

La estructura según la LRSE se puede apreciar en la Figura 1-2 en la que se

detalla el funcionamiento.

Figura 1-2 Estructura del Sector Eléctrico Ecuatori ano, Modelo Competitivo

3

Según la Ley de Régimen del Sector Eléctrico los objetivos fundamentales son [2]:

• Proporcionar al país un servicio eléctrico de alta calidad y confiabilidad que

garantice su desarrollo económico y social;

• Asegurar la confiabilidad, igualdad y uso generalizado de los servicios e

instalaciones de transmisión y distribución de electricidad;

• Reglamentar y regular la operación técnica y económica del sistema, así

como garantizar el libre acceso de los actores del servicio a las

instalaciones de transmisión y distribución;

• Regular la transmisión y distribución de electricidad, asegurando que las

tarifas que se apliquen sean justas tanto para el inversionista como para el

consumidor;

• Establecer sistemas tarifarios que estimulen la conservación y el uso

racional de la energía;

• Promover la realización de inversiones privadas de riesgo en generación,

transmisión y distribución de electricidad velando por la competitividad de

los mercados;

• Promover la realización de inversiones públicas en transmisión;

1.1.3. AGENTES DEL MEM

El mercado eléctrico mayorista presenta los siguientes agentes, según la LRSE:

• Generación (Generadores)

• Transmisión (Transmisor)

• Distribución (Empresas Distribuidoras)

• Grandes Consumidores

4

1.1.4. TARIFA ELÉCTRICA VIGENTE HASTA JUNIO 2008

En los artículos 53 y 57 de la LRSE [3] [4], se asigna al CONELEC la facultad de

fijar y aprobar los pliegos tarifarios que deben regir para la facturación a los

consumidores finales. La tarifa eléctrica está compuesta por:

• PRECIO REFERENCIAL DE GENERACIÓN (PRG)

Es el componente de la Tarifa destinado al pago por la energía y por la

potencia disponible a los generadores.

• TARIFA DE TRANSMISIÓN (TT)

Costo medio del sistema de transmisión (CMST), es el componente de la

tarifa destinado al pago al transmisor. Considera el pago por el uso de las

líneas de transmisión, subestaciones de transformación y demás elementos

constitutivos del sistema de transmisión.

o El costo de capacidad se determina como la suma de los costos de

inversión, depreciación, administración, operación, mantenimiento y

pérdidas.

o Los costos de inversión se obtienen de un programa de expansión

optimizado del sistema para un período de 10 años. El costo imputable a

la tarifa será la anualidad de los costos de inversión para una vida útil de

30 años y la Tasa de Descuento aprobada por el CONELEC.

Las tarifas que paguen los agentes del Mercado Eléctrico Mayorista por el uso

del sistema de transmisión1,2 estarán conformadas por dos componentes,

cuyos costos deberán ser aprobados por el CONELEC:

1 Reforma del primer y segundo incisos del Art. 55, mediante Ley 2000-1 (Ley para la Promoción de la Inversión y la

Participación Ciudadana) publicada en el Suplemento del Registro Oficial No.144 de 18 de agosto de 2000. 2 Artículo sustituido mediante Ley 2006-55 (Ley Reformatoria de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico) publicado en el

Registro Oficial No.364 de 26 de septiembre de 2006.

5

El de Operación, que deberá cubrir los costos económicos

correspondientes a la anualidad de los activos en operación; operación y

mantenimiento del sistema y pérdidas de transmisión, en los niveles

aprobados por el CONELEC.

El de Expansión, que deberá cubrir los costos del Plan de Expansión del

Sistema Nacional de Transmisión.

• VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN (VAD)

El Valor Agregado de Distribución (VAD), equivale al peaje por el uso, por

parte de terceros, del sistema de distribución y constituye además el

componente de la tarifa destinado a cubrir los costos de distribución.

1.1.5. MANDATO CONSTITUYENTE N° 15

El principal objetivo de acuerdo al Mandato Constituyente No. 15 [5], es

establecer los parámetros regulatorios específicos para el establecimiento de una

tarifa única que deben aplicar las empresas eléctricas de distribución, para cada

tipo de consumo de energía eléctrica; entre los principales alcances de estas

regulaciones se encuentran:

a. Definir nuevas reglas comerciales para el funcionamiento del mercado.

b. Establecer los nuevos parámetros regulatorios que se considerarán para el

cálculo de las tarifas eléctricas.

Se consideran los siguientes principios para el Cálculo de Tarifas:

Estructura de Costos para la determinación de las tarifas comprenderán: precio

referencial de generación, costos del sistema de transmisión y costos del sistema

de distribución.

6

• Cálculo de la Componente de Generación

Es el valor que tendrá que pagar un consumidor final para cubrir los costos

de la etapa de generación y corresponde al precio promedio ponderado de

las compras efectuadas por los distribuidores en contratos regulados con

generadores que estén en operación comercial, incluyendo todos los

rubros correspondientes a la etapa de generación que no estén

contemplados bajo la figura de contratos regulados y los ajustes necesarios

por los costos de los servicios complementarios del mercado.

• Cálculo del Costo de Transmisión

Para el cálculo de la tarifa de transmisión, que paguen los agentes del

Mercado Eléctrico Mayorista por el uso del sistema de transmisión se

considerará lo siguiente:

Anualidad de los costos de operación y mantenimiento aprobados por el

CONELEC.

Valor de reposición de los activos en servicio en función de los estados

financieros auditados y de las vidas útiles que apruebe el CONELEC. El

Transmisor mantendrá, en sus estados financieros, una cuenta plenamente

identificada como costos de reposición.

En cuanto al componente de Expansión que cubre los costos del Plan de

Expansión del Sistema Nacional de Transmisión, elaborado por el

Transmisor y aprobado por el CONELEC, será asumido por el Estado y

constará obligatoriamente en su Presupuesto General. El Ministerio de

Finanzas implementará el mecanismo y las partidas específicas para la

entrega oportuna de dichos recursos.

• Cálculo de la Componente de Distribución

7

Para el cálculo del componente de distribución, se considerará lo siguiente:

Anualidad de los costos de operación y mantenimiento aprobados por el

CONELEC.

Valor de reposición de los activos en servicio en función de los estados

financieros auditados y de las vidas útiles que apruebe el CONELEC. Los

distribuidores mantendrán, en sus estados financieros, una cuenta

plenamente identificada como costos de reposición.

En cuanto a la componente de Expansión de las Distribuidoras, elaborado

por las mismas dentro de su correspondiente plan de expansión y

aprobado por el CONELEC, el Estado asumirá y constará obligatoriamente

en su Presupuesto General. El Ministerio de Finanzas implementará el

mecanismo y las partidas específicas para la entrega oportuna de dichos

recursos.

Las distribuidoras presentarán sus costos operativos auditados, para cada

año y someterán el estudio resultante a consideración del CONELEC, el

cual lo analizará dentro de los términos que señale la normativa específica.

• Tarifa Única a Nivel Nacional

En función de lo establecido en el artículo 1 del Mandato Constituyente No.

15, con base a la información de las etapas de generación, transmisión y

distribución, el CONELEC procederá a determinar la tarifa única a nivel

nacional, para cada tipo de consumo, que deberá ser aplicada por los

distribuidores.

Para efectos de este cálculo, se simulará como una única empresa de

distribución. Los cargos resultantes de esta simulación se aplicarán en

todas las Empresas Distribuidoras, excepto en aquellas empresas que, a la

8

fecha de expedición del Mandato Constituyente No.15, tengan una tarifa

inferior a la tarifa única.

1.1.6. PROPUESTA DE UN NUEVO MODELO DE MERCADO [6]

El nuevo modelo de comprador único tendrá la función de integrar la oferta y la

demanda de energía eléctrica en un solo ente que garantice transparencia; es

decir, será el encargado de la compra de energía al parque generador para

venderla a las distribuidoras en las cantidades requeridas por sus clientes y a

precios justos.

El Comprador Único se constituye en un intermediario entre la generación y el

consumo y debe ser un ente que no persiga réditos económicos por la gestión

que realice, a fin de no incrementar costos al usuario final; por esta razón se

propone que tal comprador tenga el carácter de Estatal. Además debe otorgársele

atribuciones suficientes para que la gestión de cobros y pagos sea eficiente y, de

esta manera, se cierre el ciclo comercial de la producción, transporte y consumo

de la electricidad.

Considerando la situación actual del sector eléctrico, los principales objetivos que

debe tener el Comprador Único son los siguientes:

1. Lograr inversiones oportunas y eficientes en generación.

2. Obtener los precios más bajos posibles de la energía.

3. Buscar la liquidez económica – financiera del sector.

La nueva estructura del Sector Eléctrico sería como se muestra en la Figura 1-3.

9

G G AG

COMPRADOR ÚNICO

RED DE TRANSPORTE

D D D

CP

GP

GC

ADMINISTRACIÓN

TÉCNICA Y FINANCIERA

DESPACHO

C

E

N

A

C

E

C

O

N

E

L

E

C

REGULACIÓN, SUPERVICIÓN

Y TARIFAS

DISTRIBUIDORAS CON

SISTEMAS INCORPORADOS

USUARIO FINAL

Transacciones en Contratos a Plazo

Transacciones en el Mercado Ocasional

Recopilación de información

Venta de Excedentes al Comprador Único

Generadora

Distribuidora

Autogenerador

Gran Consumidor

Consumidor Propio

G

D

AG

GC

GC

M

E

E

R

SUPERVICIÓN

DE TODO EL SECTOR

CP

Figura 1-3 Propuesta de Nueva Estructura del Sector Eléctrico Ecuatoriano

1.2. EL NEGOCIO DE LA TRANSMISIÓN ELÉCTRICA

El servicio de transporte de energía eléctrica es la actividad que tiene por objeto

vincular eléctricamente a las instalaciones de los diferentes agentes del MEM o

los nodos de interconexión internacional, utilizando para ello instalaciones

propiedad del transmisor, de un distribuidor o una línea de interconexión

dedicada3.

Los sistemas de transmisión cumplen tres funciones distintas [7]:

• Transportar energía,

• Sustituir capacidad de generación, y

• Aumentar la competencia en el sistema.

3 Corresponde a las instalaciones de transmisión de energía eléctrica, que bajo las condiciones establecidas en una

licencia de línea de interconexión dedicada otorgada por el CONELEC, presta servicios de transporte de energía eléctrica destinadas a vincular a los agentes del MEM con el SNT o con los nodos de interconexión internacional.

10

Los sistemas de transmisión representan economías de escala significativa,

principalmente debido a la indivisibilidad de las inversiones, como también a la

necesidad de redundancia para cumplir con criterios de seguridad [8]. Debido a la

característica del monopolio natural, existe la necesidad de regulación,

especialmente en los aspectos de acceso y de tarifación, dada la importancia del

sistema de transmisión como facilitador de la competencia entre generadores

geográficamente dispersos. Las regulaciones establecen esquemas de acceso

abierto a las redes, en que los propietarios o concesionarios deben permitir el uso

abierto y no discriminatorio de su sistema de transmisión y nuevos sistemas de

precios, donde la transmisión es tarifada en base a una combinación de precios

marginales de operación (corto plazo) o de expansión (largo plazo) y a cargos

complementarios o peajes que permiten la asignación del costo total de la red a

todos los agentes que hacen uso de ella, independientemente de sus

compromisos comerciales .

En cualquier caso, es necesario garantizar la recuperación de los costos de

capital debido a las inversiones económicamente óptimas. En este contexto sería

deseable lograr para el transportista, utilidades variables en función de la calidad

del producto y de la capacidad de transmisión puesta al servicio del sistema.

1.3. PARTICULARIDADES DE LA REGULACIÓN DE LA

TRANSMISIÓN [9]

La Regulación se hace necesaria en el sector eléctrico debido a las

características de monopolio natural en algunas de sus etapas y para prevenir

que estos monopolios ejerzan poder de mercado. En los mercados disputables de

energía las regulaciones se centran en las etapas de Distribución y Transmisión,

mientras la producción y la comercialización tienen regulaciones menos severas

dando paso a la competencia.

Existen ciertos principios generales que el regulador debe cumplir al momento de

plantear la normativa del sector eléctrico:

11

• Transparencia: De tal forma de garantizar a todas las empresas de

transmisión un trato justo y equitativo.

• Eficiencia: Al enviar señales óptimas a todos los participantes del mercado

que incentiven el aumento de la calidad en su desempeño y al elegir

alternativas óptimas de expansión del sistema de transmisión.

• Estabilidad: Se requiere de un esquema regulatorio estable y duradero que

permita considerar las incertidumbres de largo plazo que existen en los

sistemas eléctricos.

• Simplicidad: En la forma de proveer las señales de precios para un uso

adecuado del servicio, de tal forma que puedan ser interpretadas por los

agentes.

J.I. Pérez Arriaga, en [10], realiza un análisis más detallado de los requerimientos

básicos que debe tener un esquema de regulación de la transmisión de energía

eléctrica. A continuación se los presenta de manera muy superficial, dejando la

ampliación de cada punto a la referencia en mención:

1. La regulación debe asegurar la viabilidad de la industria eléctrica.

2. La regulación debe promover la eficiencia de corto plazo del sistema

eléctrico en su conjunto.

3. La regulación debe promover la eficiencia de largo plazo del sistema

eléctrico en su conjunto.

4. La regulación para las instalaciones existentes y para las nuevas

inversiones debe ser consistente.

5. Se debe promover la eficiencia en la realización de las inversiones en

transmisión.

6. Se debe promover la eficiencia en las tareas de operación y mantenimiento

de la red.

7. Se debe procurar un nivel satisfactorio de eficiencia en la provisión de los

servicios de transmisión.

8. Procurar la reducción del riesgo asociado a la incertidumbre en los precios

de la energía.

12

En [11] se realiza una clasificación de los tipos de regulación, tal como se muestra

en la Figura 1-4.

Figura 1-4 Clasificación de los Métodos de Regulaci ón

1.4. PARTICULARIDADES DE LA TARIFACIÓN DE LA

TRANSMISIÓN [12]

En un principio existe una tarea muy importante, antes de la aplicación de

cualquier método de tarifación de la transmisión, la de especificar cuáles son

todas las componentes de los costos a ser repartidos entre los usuarios del

sistema.

Electric Power Research Institute (EPRI) concibió la creación de un marco4 [13]

para la definición de los servicios de transmisión como una herramienta de valiosa

ayuda para un amplio rango de usuarios como: reguladores, operadores de

mercado, agentes de mercado, compañías de transmisión y otros.

El marco consta de tres etapas, como se muestra en la Figura 1-5.

4 El término Marco es utilizado para esta sección como una estructura general que servirá para el análisis y la determinación de los costos de transmisión. La estructura del marco será suficientemente amplia para incorporar todos los aspectos técnicos y económicos más relevantes de la transmisión de energía.

13

Figura 1-5 Estructura del Marco para la Tarifación de Transmisión

En la Etapa 1 : se define un servicio o un grupo de servicios. La definición se la

realiza en términos de sus características como: cantidad, duración, puntos de

entrega y recepción, características de operación, calidad, etc.

En la etapa 2: se identifican los costos específicos que deben incluirse para

determinar el costo total del servicio o servicios de transmisión que se muestra en

la Figura 1-6 [13]:

Figura 1-6 Componentes del Servicio de Transmisión

14

En la etapa 3: se utilizan las definiciones de servicios de transmisión de la etapa

1 y se identifican los costos de cada componente del servicio de la etapa 2. De

este análisis se puede determinar el costo atribuible a cada servicio de

transmisión.

Los costos indirectos pueden deberse por ejemplo a cambios en los esquemas

regulatorios, tarifarios, políticos o fiscales que afecten indirectamente al sector

eléctrico.

Una clasificación de los costos de transmisión que se puede mencionar es la

siguiente [14]:

• Costos fijos: Incluyen capital, mantenimiento, seguros, costos

administrativos, derechos de paso, retornos y costos por preservación del

medio ambiente. Son costos en los que se incurre independientemente del

uso de la red.

• Costos variables: Son dependientes del uso de las instalaciones, pueden

ser muy difíciles de ser cuantificados en forma exacta.

• Costos de expansión: Costos de capital asociados a las nuevas

instalaciones de transporte que garantice un sistema técnica y

económicamente adaptado.

• Costos por servicios complementarios: Son los costos en los que se incurre

para brindar los servicios presentados antes en la Figura 1-6.

Otra clasificación que se tiene para los costos de transmisión es la siguiente:

• Costos de capital

• Costos de administración, operación y mantenimiento

• Otros Costos Relacionados al Servicio Eléctrico: Impuestos,

Contribuciones, Remediación Ambiental, etc.

15

• Costos Servicios Generales

• Costos de Pérdidas

En general no existen parámetros analíticos que permitan evaluar a un método de

tarifación de la transmisión, pero sea cual fuere el método debe tener

características fundamentales que lo hagan eficiente. En la referencia: [15] por

ejemplo, se han bosquejado características necesarias para un método de

tarifación, en donde se discuten los criterios de eficiencia económica e

implementación política que debe tener un método de tarifación para su adecuado

funcionamiento. A continuación se detalla cada uno de ellos:

1. Promover la eficiencia en la operación del sistema en su conjunto: Se debe

lograr la operación del sistema eléctrico en el corto plazo al mínimo costo.

Considerando los costos de generación, las pérdidas marginales de

transmisión, las pérdidas de oportunidades debido a congestiones en la red

y los costos totales de transmisión.

2. Señal de localización para ubicación de generación y demanda: Se deberá

enviar señales claras de localización de los generadores y demandas en el

sistema, para tratar de incentivar la ubicación de generación cerca de los

centros de mayor demanda y para tarifar a cada agente del mercado según

el uso que haga de la red.

3. Señal de inversión en el sistema de transmisión: Se debe tratar de enviar

señales claras acerca del momento óptimo para realizar una inversión en la

ampliación de la capacidad de transporte, tratando de fomentar la

capacidad óptima de la red de transmisión y evitando señales perversas

que se dan cuando aumenta la congestión y las pérdidas en la red. La

expansión de la red deberá realizarse sobre la base del beneficio que esta

inversión representa para el sistema y también para la empresa de

transporte.

16

4. Compensar por el sistema de transmisión existente: Se debe velar por que

las instalaciones ya existentes reciban la remuneración adecuada. Se

deben reconocer todas las componentes de los costos de las instalaciones

existentes, así como por los servicios que puedan brindar al sistema. Este

es un objetivo bastante difícil de cumplir en los esquemas de tarifación

existentes, ya que generalmente se cubren los costos totales regulados de

la empresa de transporte a través de métodos complementarios.

5. Simplicidad y transparencia: Si el método de tarifación envía señales a los

agentes, estas deben ser comprensibles. Por lo tanto el método debe ser

claro para todos los usuarios del sistema de manera que ellos estén en la

capacidad de auditar los pagos que están realizando por el servicio de

transmisión. Si el usuario no conoce cuanto paga por cada servicio, no

puede adaptar sus acciones en respuesta de estos pagos.

6. Implementación política: El esquema debe adaptarse a la situación política

de cada región. En ocasiones, para que sea políticamente implementable,

es necesario considerar períodos de transición que permitan realizar los

cambios.

17

2. OBJETIVOS

2.1. ANTECEDENTES

La remuneración de la transmisión es un aspecto importante dentro de los

mercados eléctricos; debido a que, metodologías basadas en los precios nodales

solo permiten recuperar una parte del costo total de la red, esto hace que se deba

recurrir a otros cargos (cargos complementarios), para recuperar todo el costo de

la red.

Se han investigado y aplicado muchos métodos de tarifación, unos con mejores

características técnicas y económicas que otros, la idea es que estos métodos

aplicados a los cargos complementarios permitan que los propietarios de las

líneas recuperen lo invertido en ellas, y obtengan además una cierta rentabilidad

por su inversión.

La decisión de aplicar uno u otro método dependerá de las características

técnicas y regulatorias de cada sistema eléctrico.

2.2. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

La solidez y fortaleza técnica de cada uno de los métodos de tarifación de la

repartición de costos y pérdidas de la transmisión, no se puede asegurar desde el

punto de visto teórico, sino de la comprobación de los resultados de la aplicación

de cada método en sistemas de prueba y en sistemas reales, de esta forma la

generación y la demanda pueden tomar decisiones económicas correctas.

Antes de tomar una decisión es necesario simular varios métodos obteniendo las

señales técnicas y económicas que cada uno brinda; debido a que no existe un

programa computacional tanto en la Escuela Politécnica Nacional como en el ente

Regulador (CONELEC), que tenga varios de estos métodos para las

18

simulaciones, dificultando el poder tener señales respecto de los resultados de la

aplicación de tal o cual método.

Por tal motivo, es importante el desarrollo de una herramienta de simulación que

facilite el estudio de los métodos propuestos en el capítulo siguiente, y que

adicionalmente brinde un soporte académico y didáctico.

La implementación de un programa computacional que permita contener algunos

métodos facilitará la simulación y el análisis para tomar la decisión de si un

método resulta más confiable que otro, lo cual impulsará estudios de sistemas

eléctricos de potencia previamente a ser implementados, se considera el sistema

de análisis al Sistema Nacional Interconectado del Ecuador a niveles de voltaje de

138 kV y 230 kV.

2.3. OBJETIVOS

2.3.1. GENERALES

Crear una herramienta académica para el análisis de métodos de tarifación y

repartición de costos y pérdidas de transmisión aplicada al SNI ecuatoriano a

niveles de voltaje de 138 kV y 230 kV.

Desarrollar un programa computacional que permita simular estos métodos de

tarifación.

2.3.2. ESPECÍFICOS

• Describir brevemente los métodos de tarifación en cuanto a la repartición

de costos y pérdidas de transmisión.

• Establecer y determinar los efectos que incurrirían entre el productor y el

consumidor en cada uno de los métodos de repartición de costos y

19

pérdidas de transmisión, teniendo como meta un cierre financiero en las

transacciones comerciales del mercado.

• Analizar cada uno de los resultados obtenidos de acuerdo a la simulación

del programa en cuanto al método de tarifación escogido y validar estos

resultados comparando cada uno de los métodos; permitir al usuario tener

un soporte del método que beneficie los requerimientos del productor y

consumidor dentro del SNI.

• Brindar soporte al Consejo Nacional de Electricidad (CONELEC) mediante

el desarrollo del paquete computacional propuesto utilizando el programa

computacional MATLAB.

2.4. ALCANCE

Este proyecto comprende la implementación de un programa para la tarifación

aplicado al SNI mediante diferentes métodos de repartición de costos y pérdidas

de transmisión, el mismo que será realizado en el programa MATLAB.

El programa implementado modelará la repartición de costos o la asignación de

pérdidas de manera independiente, la misma que será definida a través del

escenario que el usuario escoja contando así con los métodos indicados en el

capítulo correspondiente.

El programa permitirá la simulación de cualquier sistema que se requiera modelar,

para el presente proyecto se modelará el SNI a niveles de voltaje de 138 kV y 230

kV, permitiendo tener una idea clara de la modelación del sistema deseado.

2.5. CONTENIDO DE LA TESIS

El documento del proyecto de titulación está estructurado en los siguientes

capítulos:

20

En el capítulo 1: Introducción, se muestra una breve reseña acerca del Sistema

Eléctrico Ecuatoriano su Institucionalidad y las diferentes estructuras con sus

funciones regulatorias. Aborda también, conceptos generales sobre el negocio de

la transmisión, las particularidades de la regulación y las particularidades de la

tarifación.

En el capítulo 2: Objetivos, se plantea el problema de no tener una herramienta

que permita simular métodos de tarifación. Se plantea el objetivo general y los

objetivos específicos del presente proyecto de titulación. A ello se suma el

alcance de la tesis, el contenido de la tesis y contribuciones esperadas del

trabajo, todo ello en la perspectiva de que sirva de herramienta computacional

"TCP" para las simulaciones y análisis de los métodos de tarifación de repartición

de costos y asignación de pérdidas de transmisión para el ente regulador

(CONELEC) como para las escuelas politécnicas.

En el capítulo 3: Marco Teórico, se realiza una revisión general de los

esquemas de tarifación. Los escenarios que se utilizarán uninodal o multinodal.

Se explica detalladamente la modelación matemática de cada una de las

metodologías para la repartición de costos y asignación de pérdidas en la red de

transmisión entre los agentes del mercado. Entre ellas se destacan el Método

propuesto por J. W. Bialek y sus derivaciones como Flujos gruesos, netos y

medios; el Método del Prorrateo; el Método de Estampilla Postal; el Método de

Factores de Distribución.

En el capítulo 4: Desarrollo de la Herramienta, se desarrollará el programa

computacional de repartición de costos y asignación de pérdidas de transmisión

mediante los métodos descritos en el párrafo anterior. Para ello se construye el

sistema de potencia a ser analizado de acuerdo a los parámetros técnicos y

económicos requeridos. Se resuelve el problema de despacho económico

mediante la aplicación de flujo DC, luego de esto se tiene preparado los datos

necesarios para la aplicación de los métodos, descritos en el acápite anterior,

mediante el programa computacional desarrollado en Matlab.

21

En el capítulo 5: Simulaciones de Sistemas Eléctricos, se presenta las

simulaciones de los sistemas de pruebas y del Sistema Nacional Interconectado,

al aplicar los métodos de asignación de pérdidas y repartición de costos.

En el capítulo 6: Análisis de los Resultados, se presentan las características

que posee la herramienta computacional "TCP" en cuanto a los resultados de los

sistemas modelados; adicionalmente, se realiza un breve análisis y comparación

de los resultados obtenidos al aplicar esta herramienta en sistemas de prueba y al

Sistema Nacional Interconectado.

En el capítulo 7: Conclusiones y Recomendaciones, se expone las principales

conclusiones producto de la utilización y aplicación de la herramienta

computacional "TCP" en base a las simulaciones y análisis de los resultados; de

igual manera, las recomendaciones se enfocan dentro de la utilización de la

herramienta computacional, con lo cual se diseñe, cree y modifique modelos a

nivel académico y para sistemas de potencia reales.

En el capítulo 8: Referencias, se lista las principales referencias bibliográficas

consultadas en el desarrollo del presente proyecto de titulación.

2.6. CONTRIBUCIONES ESPERADOS

El presente trabajo presenta las siguientes contribuciones:

• En este trabajo se presenta la creación de una herramienta computacional

que contiene varios métodos de asignación de pérdidas y repartición de

costos de transmisión, permitiendo resolver previamente un despacho

económico aplicando flujos DC.

• El despacho económico obtenido permite tener una solución que almacena

los datos de entrada para la resolución de los métodos de tarifación de

asignación de pérdidas y repartición de costos de transmisión, enfocando

las características técnicas del sistema.

22

• La herramienta computacional permite escoger el análisis a realizar, ya sea

multinodal o uninodal, considerando el algoritmo adecuado; si es uninodal,

se considerará un cierre financiero a partir de la asignación de pérdidas de

transmisión mediante los métodos descritos en el capítulo tres, luego de

esta simulación el usuario considerará si es necesario repartir los costos de

transmisión mediante los métodos también descritos en el acápite

correspondiente; si es multinodal, se tendrá un cargo complementario

debido a la remuneración variable del transmisor (RVT), los métodos de

costos que se apliquen serán los descritos en el citado capítulo.

• El usuario tendrá la facultad de analizar cuál de los métodos simulados fue

el mejor. Estos datos serán reportados de acuerdo a la necesidad del

usuario, si se quiere reportar tablas de comparación lo adecuado será

hacerlo mediante Excel o si prefiere podría reportarlo como Notepad.

• La herramienta computacional posee la característica de poder modificar

parámetros de acuerdo a los requerimientos que se deseen modelar o

implementar, también si se necesita aumentar o quitar elementos y/o

parámetros para ver el impacto que se presentaría en el sistema, esto se lo

realizará mediante la interfaz dinámica que posee la herramienta

computacional "TCP", adicionalmente esta interfaz dinámica como tiene la

plataforma de SIMULINK permite imprimir directamente el sistema

implementado facilitando el estudio del mismo.

23

3. MARCO TEÓRICO

La metodología de costos marginales, que ha sido aplicada en algunos países

incluyendo el nuestro, ha transformado la estructura organizativa, financiera,

económica y comercial de los mercados eléctricos. Las transacciones comerciales

en estos mercados se realizan en base al cálculo del costo marginal de la energía

o precio spot, en el que se incluyen aspectos relacionados con la operación de un

sistema, la demanda total en cada nodo, la disponibilidad de generación y sus

costos, la capacidad de los sistemas de generación y transmisión, y de las

pérdidas asociadas a la transmisión [16].

Este criterio será la pauta para la realización del presente proyecto, la tarifación

de los servicios de transmisión, varios métodos han sido estudiados detallándose

virtudes y defectos de cada uno, sin llegar aún a una solución consensuada sobre

este tema. La tarifación marginalista en sistemas eléctricos, ocasiona

directamente una remuneración variable para el transmisor que se deriva de la

diferencia espacial de los precios nodales debido a las pérdidas marginales de

transmisión o a las restricciones de capacidad de transporte, ésta es insuficiente

para cubrir los costos totales de transmisión y el cargo complementario debe ser

repartido a través de un método alternativo perdiendo así la fortaleza de las

señales óptimas enviadas a través de los precios marginales de corto plazo.

El cargo complementario dependiendo del escenario que se escoja permitirá

repartir las pérdidas previamente para luego remunerar los costos al transmisor

(uninodal) o directamente remunerar los costos al transmisor (multinodal).

• Uninodal , Valora la energía igual en todos los nodos, si se tienen otros

servicios se reparten de manera diferente, se define como referencia

comercial a una barra física y se relaja algunas restricciones correspondientes

a la red, el efecto que se logra económicamente es obtener un cierre

financiero, por tal motivo la remuneración al transmisor será considerando el

cargo complementario (CC) como el total del costo fijo (CFT) de las líneas de

transmisión.

24

u TCC CF= 3-1

• Multinodal , Cobra a los usuarios el valor de energía con ubicación en la red

considerando las pérdidas de energía y congestión de la red. Se puede tener

en cuenta las restricciones de la red para la solución del problema de

optimización para la liquidación de las transacciones del mercado, el efecto

que se logra económicamente es remunerar al transmisor el cargo

complementario (CCm) como el total del costo fijo (CFT) de las líneas de

transmisión menos la remuneración variable al transmisor (RVT).

m TCC CF RVT= − 3-2

Es por ello que los costos y pérdidas del sistema de transporte deben ser

repartidos entre los agentes que utilizan la red (uso de la red). Es deseable que

las metodologías escogidas para repartir los costos y las pérdidas permitan que el

operador de la red recupere sus costos y las pérdidas sean equilibradas entre los

usuarios de la red para obtener un nivel de ganancia adecuada (cierre financiero),

de esta forma lograr que los pagos resulten justos y equitativos para los agentes

que utilizan la red.

Estos mecanismos deben asegurar adicionalmente que el sistema sea operado

en forma segura y confiable y que existan señales adecuadas que permitan la

expansión óptima de la red.

Es importante considerar, si se les deben asignar los costos y repartir las pérdidas

de transporte a los consumidores, a los generadores o a ambos. En mercados

aislados se podría afirmar que, en cierta forma, es indistinto, ya que en caso de

que paguen los generadores, estos podrían incluir los costos de transporte en el

precio de venta de la energía, siendo finalmente los consumidores los que paguen

el transporte. El problema se presenta en mercados donde hay exportación y/o

importación con otros sistemas. En general, es deseable que tanto la generación

como la demanda paguen por el transporte así como sean repartidas las pérdidas

de manera equilibrada.

25

Adicionalmente se debe tener en cuenta, si los costos de transporte se van a

asignar a los usuarios haciendo una diferenciación horaria, estacional u otro tipo

de diferenciación temporal, y por otro lado si se van a diferenciar en forma

espacial (por ejemplo por nodos de la red o regiones geográficas). La elección de

uno u otro método es fuertemente dependiente del sistema de precios adoptado

en el mercado y de las características topológicas y de funcionamiento de la red.

Un aspecto que se relaciona con lo anterior es la elección de los escenarios sobre

los que se aplicarán las metodologías que permitan la asignación de los costos de

transmisión y la repartición de las pérdidas a los agentes de la red. Un escenario

queda definido por el estado de generación y demanda en cada uno de los nodos

del sistema y por la topología de la red.

Es imprescindible definir, qué costos de transporte se van a asignar utilizando

estas metodologías. Se puede repartir el total de los costos de transporte, el cargo

complementario en el caso de que el sistema sea remunerado a precios spot o

algunos costos puntuales del sistema de transporte (pérdidas, conexión,

expansión, etc.).

El marco de análisis de los precios de transmisión se basa en el modelo de

tarificación de costos marginales, desarrollado originalmente por Boiteux (1960)5 y

presentado con todas sus extensiones por Schweppe (1988)6. Sin embargo, a

través del método marginalista no se cubren todos los costos de instalación de los

sistemas de transmisión. Ante esta situación, se establece el cobro del costo

marginal (valor de las pérdidas marginales) por el uso de la red de transmisión,

mientras que la diferencia del costo medio no cubierta debe ser financiada a

través de cargos complementarios.

Existen varios métodos de repartición de los cargos complementarios de acuerdo

a:

5 Boiteux, Marcel (1960). “Peak-load Pricing”, en The Journal of Business, vol. 33, pp. 157-179.

6 Schweppe, Fred et al. (1988). Spot Pricing of Electricity. Boston: Kluwer Academic Publishers.

26

o MEDIDAS INDEPENDIENTES

El cargo complementario se asigna al prorratear una medida independiente

entre los usuarios de la red. Entre las medidas que se pueden usar, se

encuentran: la potencia firme, la potencia media o la capacidad instalada. La

gran ventaja de este método es la sencillez del cálculo. Sin embargo, no es

eficiente, toda vez que no considera las diferentes distancias al centro de

consumo y a las condiciones variables de operación.

o USO DE LA RED

Se trata de medir el impacto del consumo de un usuario en la red. El método

de Bialek y el de Kirschen se basan en el principio de proporcionalidad y en

las dos primeras leyes de Kirchoff. El principio de proporcionalidad señala que

la potencia que se retira de una barra conserva las proporciones

correspondientes a la potencia que se introdujo. Es decir, si dos generadores

inyectan energía a una barra en distintos porcentajes del total introducido, la

energía que se retira conserva las mismas proporciones.

Otro método es el de “Factores de distribución”, que se basa en los análisis

tradicionales de seguridad y contingencia de los sistemas eléctricos, los que

toman en cuenta la configuración de las redes de transmisión. Se busca

obtener índices del uso de la red basados en su configuración.

o BENEFICIARIOS DE LA RED

El método de beneficiarios distribuye el cargo complementario sobre la base

de los beneficios que las instalaciones brindan a los usuarios. Este beneficio

se calcula como la mejora que experimenta el usuario de la red (ya sean

generadores o consumidores finales) en relación con el caso en que esta no

exista.

27

Los beneficios de los generadores se calculan como la diferencia entre los

ingresos netos (ventas de energía a precios en nodo menos costos variables

de producción) de los casos con instalación y sin ella. En el caso de los

consumidores, los beneficios se calculan como la diferencia entre los que

pagan por energía a precios en nodo y aquellos que lo hacen con la

instalación y sin la instalación.

Entre las desventajas de este método se señala: la dificultad de identificar los

beneficios cuando existen externalidades hacia otros agentes. Sin embargo,

el método cumple con los criterios de eficiencia económica y genera señales

de precios en un mercado competitivo.

En este capítulo se describen los métodos que serán implementados en el

programa computacional para asignar las pérdidas y repartir los costos de

transmisión; en la Figura 3-1, se muestra una clasificación de los métodos de la

tarifación, se empezará describiendo los métodos escogidos para asignar las

pérdidas y luego se hará para repartir costos.

Figura 3-1 Métodos de Tarifación de la Transmisión

28

3.1. ASIGNACIÓN DE PÉRDIDAS DE TRANSMISIÓN

El concepto que se utilizará para la asignación de pérdidas en la red de

transmisión entre los distintos usuarios de ella, será el trazado de flujos de

potencia, a través de los cuales se pretende determinar cuál es el aporte de una

generación o demanda a los flujos par cada una de las instalaciones de la red de

transmisión y, por lo tanto, a las pérdidas.

El funcionamiento del mercado eléctrico y la correcta operación del sistema de

transmisión deben considerar los efectos que se producen al intercambiar energía

entre los generadores y demandas. Los efectos a tomarse en cuenta se refieren a

las pérdidas de potencia activa y a las restricciones asociadas al sistema de

transmisión.

Las pérdidas de transmisión en un sistema pueden representar del 3% al 7% de la

potencia total generada; por lo que diferentes métodos de asignación de ellos,

darán diferentes señales a los agentes involucrados.

La asignación de pérdidas consiste en tomar las pérdidas del sistema y dividirlas

en fracciones, para que su costo sea responsabilidad de cada generador y

consumidor. Procedimiento que no afecta a los flujos de potencia que circulan por

las líneas de transmisión ni a los niveles de generación demandados por la carga,

es decir es un mecanismo económico que no interviene en la operación física del

sistema; afecta únicamente a los cobros a las demandas y pago a los

generadores [17]. Se trata de una metodología ex-post, no afecta en la operación

del sistema.

Las pérdidas de transmisión se pueden interpretar como el costo de operación

necesario para trasladar la energía desde el parque generador a los centros de

consumo, dependiendo de la topología del sistema eléctrico de potencia. Estas

pérdidas resultan del producto de la componente resistiva por el cuadrado de la

corriente.

29

La dependencia no lineal de las pérdidas de potencia activa con respecto a las

inyecciones de corriente (2

LP I R= • ) no permiten determinar la procedencia de la

energía extraída en un punto. Por ejemplo, si se consumen 100 MW en un nodo

del sistema, no se puede saber si 10MW de estos 100 MW provienen de alguna

central específica o de otra; en consecuencia se desconocen tanto las

proporciones como las procedencias de la energía en los centros de consumo.[18]

Una clasificación, que será considerada para la implementación del programa,

para la asignación de pérdidas es definiéndolas en grupos según la repartición a

los usuarios de la red. De esta manera la clasificación es la siguiente:

• Asignación de pérdidas entre generadores.

• Asignación de pérdidas entre generadores y consumos.

• Asignación de pérdidas entre consumos.

Asignación de pérdidas entre generadores: el método que se usará para la

programación de la asignación de las pérdidas es: el método de flujos netos

propuesto por J. Bialek; el cual basa su criterio en determinar el aporte de cada

generador a las pérdidas de la red.

Asignación de pérdidas entre generadores y consumos : el método que se

usará para la programación de la asignación de las pérdidas es: el método de

flujos medios propuesto por J. Bialek; el cual basa su criterio en determinar el

aporte de cada generador y cada consumo a las pérdidas de la red.

Asignación de pérdidas entre consumos: los principales métodos que se

usarán para la programación de la asignación de las pérdidas son: el método de

flujos gruesos propuesto por J. Bialek y el método de prorrateo; los cuales basan

sus criterios en determinar el aporte de cada consumo a las pérdidas de la red.

El objetivo de este capítulo es presentar los métodos a programarse que

permitirán determinar el grado de utilización que los agentes hacen de una

30

instalación de transporte en particular, seguidamente se detalla los métodos

señalados anteriormente en los cuales se da la introducción teórica en lo que se

sustentan éstos.

3.1.1. MÉTODO PROPUESTO POR J. BIALEK

3.1.1.1. Descripción

Este método fue propuesto por J. Bialek y publicado en la IEEE en 1996 bajo el

título "Tracing the flow of electricity" [18]. El método se explica a continuación,

basándose en el documento antes mencionado.

El autor propone un nuevo método para trazar los flujos de electricidad a través

de sistemas de redes eléctricas, aplicable a potencia activa y reactiva. En ese

contexto se puede calcular, cuánto de la potencia activa o reactiva se traslada

desde un generador en particular hacia una carga puntual. También se puede

cuantificar la contribución de un generador o carga, al flujo por una determinada

línea de transmisión.

La distribución de los flujos a través del sistema eléctrico enmallado, se basa en el

supuesto de que las inyecciones de potencia activa o reactiva en los nodos están

compartidas proporcionalmente entre salidas nodales; es decir, que el

requerimiento que se debe respetar es el cumplimiento de las leyes de Kirchhoff

en cada nodo. Con este supuesto se puede determinar en forma proporcional la

manera en que se distribuyen las potencias en las redes. Lo presentado

anteriormente se puede corroborar con la siguiente figura, que muestra cuatro

líneas conectadas a un nodo “i”, de las cuales dos inyectan potencia al nodo y dos

retiran potencia de éste.

31

Figura 3-2 Ejemplo de Principio de Proporcionalidad

La potencia total a través del nodo es [ ]MWPi 1006040 =+= , de los cuales un

40% proviene de la rama j-i y un 60% de la rama k-i.

De acuerdo a los flujos de salida del nodo i que dependen del gradiente de voltaje

y la impedancia de la línea, se asume que cada MW que deja el nodo contiene la

misma proporción de potencia proveniente de las ramas que inyectan potencia al

nodo. De esta manera los 70 [MW] del flujo de salida de la línea i-m, posee un

flujo del 40% (70 x 0,4= 28 [MW]) que provienen de la rama j-i, y un 60% (70 x

0,6= 42 [MW]) de la rama k-i. Análogamente los 30 [MW] de la línea i-l, posee un

flujo del 40% (12 [MW]) provienen de j-i y 60% (18 [MW]) de k-i.

En base a este principio de proporcionalidad se puede encontrar la manera como

se distribuyen las potencias en la red de transporte dada la imposibilidad de

conocer el camino que sigue la electricidad dentro del sistema.

3.1.1.2. Trazado de Flujos de Potencia

El trazado de los flujos de potencia en las redes de un sistema de potencia, puede

verse como un problema de cómo la potencia inyectada por los generadores es

distribuida por las líneas y cargas del sistema. El algoritmo propuesto en el

documento presentado por el autor trabaja sólo con flujos sin pérdidas en las

líneas, es decir los flujos en ambos extremos de las líneas son iguales.

La asignación de pérdidas que se tiene va a depender de los agentes del

mercado, es por esto que los trazos de flujos por las líneas son:

32

Flujos medios, se obtienen asumiendo que los flujos por las líneas de

transmisión, son un promedio entre la potencia inyectada y retirada de una rama,

agregando la mitad de las pérdidas de las líneas a los consumos y restando la

mitad a los generadores. Los flujos medios permiten repartir las pérdidas de

transmisión a la generación y demanda. Para ello se puede usar el algoritmo de

inyecciones de potencia (upstream looking algorithm) o algoritmo de retiros de

potencia (dowstream looking algorithm).

Flujos gruesos, se obtienen asumiendo que el sistema es alimentado con la

potencia real del sistema y que no hay pérdidas en la red de transmisión, para

esto se deben modificar las demandas nodales, pero al mismo tiempo dejar la

generación en los nodos intacta. Los flujos gruesos permiten repartir las pérdidas

entre las demandas, para ello se puede usar el algoritmo de inyecciones de

potencia (upstream looking algorithm).

Flujos Netos, se obtienen asumiendo que las pérdidas marginales son

completamente removidas de las líneas, para esto se requiere modificar las

generaciones en los nodos dejando las demandas del sistema intactas. Este trazo

permite asignar pérdidas a los generadores usando el algoritmo de retiros de

potencia (dowstream looking algorithm).

3.1.1.3. Algoritmo de inyecciones de potencia

Primeramente se debe resolver el flujo de potencia y obtener las pérdidas por las

líneas, luego definir el trazado de los flujos escogido para la asignación de

pérdidas. El procedimiento a seguir se lo describe a continuación.

El flujo total a través del nodo i se expresa como la suma de las inyecciones

de potencia en ese nodo, es decir:

( )

1,2,...,u

i

i i j Gij

P P P i nα

−∈

= + ∀ =∑ 3-3

iP

33

Donde:

)(u

iα Es el set de nodos abasteciendo (conectados) directamente al nodo i (el

flujo debe ir hacia el nodo i desde los demás nodos).

jiP− Es el flujo por la línea j-i, ijji PP −− = porque no existen pérdidas.

GiP Es la generación en el nodo i.

El flujo ijji PP −− =puede relacionarse con el flujo nodal en el nodo j, sustituyendo

se tiene jjiji PcP =− , donde jjiji PPc /−= , reemplazando en (3-3) se obtiene:

( )

1,2,...,u

i

i ji j Gij

P c P P i nα∈

= + ∀ =∑ 3-4

Reorganizando (3-4) se obtiene:

( )ui

i ji j Gi u Gj

P c P P o A P Pα∈

− = =∑ 3-5

Donde:

uA Matriz de (nxn) de distribución por inyecciones de potencia.

P Vector de flujos nodales (gruesos o medios).

GP Vector de generación en los nodos.

Los elementos (i-j) de la matriz se definen de la siguiente manera:

[ ] ( )

1

0

j i uu ji iij

j

para i j

PA c para j

P

en otro caso

α−

= = − = − ∈

3-6

Nótese que en , j debe ser un nodo que surta potencia a i.

uA

uA

34

Si 1−

uA existe entonces 1−= uG APP y elementos del vector están dados por:

1

1

1,2,...,n

i u Gkikk

P A P para i n−

=

= = ∑ 3-7

Esta ecuación muestra que la contribución del k-ésimo generador al i-ésimo nodo

y es igual a [ ] Gkiku PA 1−. Se observa que iP es igual a la suma de la carga

demandadas en el nodo i. Un retiro de potencia en la línea i-l desde el nodo i se

puede calcular, usando el principio de proporcionalidad, como:

1

1

( ),

1

.

ni l i l

i l i u Gkikki i

nG d

i l k Gk ik

P PP P A P

P P

D P para l α

− − −−

=

−=

= ⋅ = ⋅

= ∈

∑

∑ 3-8

Donde:

1

,

.i l uG iki l k

i

P AD

P

−−

− = Representa un factor de distribución de generación

topológico e indica la proporción de potencia que el k-ésimo

generador aporta a la línea i-l. )(d

iα Es el set de nodos alimentados directamente por el nodo i.

Ahora para encontrar las participaciones de las pérdidas en las cargas LiP , se

puede calcular usando las potencias de inyección nodales iP :

1

1

1,2,...,n

Li LiLi i u Gkik

k

P PP P A P para i n

Pi Pi−

=

= ⋅ = = ∑ 3-9

Esta ecuación muestra que la contribución del k-ésimo generador a la i-ésima

carga, es igual a [ ] Gkiku

Li PAPi

P⋅⋅ −1

, y puede ser empleada para establecer de dónde

proviene la potencia que alimenta una determinada carga.

35

Una vez obtenida la asignación de pérdidas, se pueden calcular los factores que

servirán para encontrar las liquidaciones, que se le llamará “factores ”

dependiendo del trazado que se esté analizando. Para ello se calculan los pesos

kLiW , en cada nodo, dividiendo las contribuciones de cada generador en las

cargas, para la potencia demandada de ese nodo [19]:

,,

Li kLi k

Li

PW

P= 3-10

Donde:

kLiW , Peso de la contribución de potencia del generador k a la carga del nodo i.

kLiP , La contribución de potencia del generador k a la carga del nodo i

LiP La potencia de la carga en el nodo i.

Estos pesos de cada nodo se suman y se obtiene el factor ula

iF .

,ula

i Li kk

F W=∑ 3-11

El nuevo precio nodal modificado ( iρ ) para los nodos de carga posee la

componente de pérdidas, y es igual al producto del precio anterior por el factor; es

decir:

ula

i iFρ λ= ⋅ 3-12

Adicionalmente, cuando se escoge el método basado en flujos medios los pesos

para la asignación de pérdidas considerando inyecciones de potencia se tiene de

la siguiente manera:

,,

Li kLi k

Li

PW

P= 3-13

36

,,

Li kGi k

Gi

PW

P= 3-14

Donde:


,Gi kW Peso de la contribución de potencia del generador del nodo i a la carga k.

kLiP , La contribución de potencia del generador k a la carga del nodo i


GiP La potencia del generador en el nodo i.

Estos pesos de cada nodo se suman y se obtiene los factores ( )

G

ula mediF y

( )

L

ula mediF .

,G

ulai Gi k

k

F W=∑ 3-15

,L

ulai Li k

k

F W=∑ 3-16

El nuevo precio nodal modificado ( iρ ) para los nodos de carga y generación que

poseen la componente de pérdidas, se calcula mediante 3-12.

3.1.1.4. Algoritmo de retiros de potencia

El algoritmo de retiros de potencia, es similar al algoritmo de inyecciones de

potencia. La diferencia radica en la potencia de inyección iP que se expresa

como la suma de retiros de potencia, es decir:

( ) ( )

1,2,...,d d

i i

i i l Li li l Lij j

P P P c P P i nα α

−∈ ∈

= + = + ∀ =∑ ∑ 3-17

Donde:

37

)(diα Es el set de nodos surtiendo directamente al nodo i. y llili PPc =

Reorganizando (3-17) se obtiene:

( )di

i li l Li d Lj

P c P P o A P Pα∈

− = =∑ 3-18

Donde:

dA Matriz de (nxn) de distribución por retiros de potencia.

P Vector de flujos nodales (netos o medios).

LP Vector de demanda en los nodos.

Los elementos (i-l) de la matriz dA se definen de la siguiente manera:

[ ] ( )

1

0

l i dd li iil

l

para i j

PA c para j

P

en otro caso

α−

= = − =− ∈

3-19

Como se puede observar en dA , l debe ser un nodo alimentado por i.

Si 1−

dA existe entonces Ld PAP 1−= y los elementos del vector están dados por:

1

1

1,2,...,n

i d Lkikk

P A P para i n−

=

= = ∑ 3-20

Esta ecuación muestra que la potencia iP se distribuye entre todas las cargas del

sistema. Por otra parte se observa que iP es igual a la suma de la generación en

el nodo i y todas las inyecciones de potencia en ese nodo. La inyección de

potencia en el nodo i desde la línea i-l se puede calcular usando el principio de

proporcionalidad, de la siguiente manera:

38

1

1

( ),

1

.

ni j i j

i j i d Lkikki i

nL d

i j k Lk ik

P PP P A P

P P

D P para j α

− − −−

=

−=

= ⋅ = ⋅

= ∈

∑

∑ 3-21

Donde:

i

ikdli

kjiL

P

APD

1

,

. −−

− = Representa un factor de distribución de carga topológico,

e indica la proporción de potencia demandada por la

carga k a la línea i-l. )(d


La generación es la inyección de potencia en un nodo, por lo que puede ser

calculada usando el principio de proporcionalidad, de la siguiente forma:

1

1

1,2,...,n

Gi GiGi i d Lkik

k

P PP P A P para i n

Pi Pi−

=

= ⋅ = = ∑ 3-22

Esta ecuación muestra la contribución de potencia del generador i a la carga k, la

cual está dada por [ ] Lkikd

Gi PAPi

P⋅⋅ −1

, y puede ser empleada para establecer el

camino que sigue la potencia entregada por un generador.

Por último, comparando las ecuaciones (3-9) y (3-22) tenemos:

1

1 1

1

uLi Gi Gi Li ik iu dik ki

k kd ik

AP P P P PA A o

Pi P PA

−− −

−

⋅ = ⋅ =

3-23

Donde i es el nodo que representa a cualquier carga y k a cualquier generador.

Los pesos kGiW , en cada nodo, se obtienen dividiendo las contribuciones de cada

generador en las cargas, para la potencia generada en ese nodo [19]:

39

,,

Gi kGi k

Gi

PW

P= 3-24

Donde:

kGiW , Peso de la contribución de potencia del generador del nodo i a la carga k.

kGiP , La contribución de potencia del generador del nodo i a la carga k.


Los factores dla

iF quedan determinados de la suma de pesos en cada nodo, por lo

que se obtiene:

,dla

i Gi kk

F W=∑ 3-25

El nuevo precio nodal modificado ( iρ ) para los nodos de generación posee la

componente de pérdidas, y es igual al producto del precio anterior por el factor; es

decir:

dla

i iFρ λ= ⋅ 3-26

De manera similar que las inyecciones nodales, para retiros se utiliza la siguiente

formulación [19]:

,,

Gi kLi k

Li

PW

P= 3-27

,,

Gi kGi k

Gi

PW

P= 3-28

Donde:


,Gi kW Peso de la contribución de potencia del generador del nodo i a la carga k.

40

,Gi kP La contribución de potencia del generador i a la carga del nodo k.



Estos pesos de cada nodo se suman y se obtiene los factores ( )

G

ula mediF y

( )

L

ula mediF .

,G

ulai Gi k

k

F W=∑ 3-29

,L

ulai Li k

k

F W=∑ 3-30

El nuevo precio nodal modificado ( iρ ) para los nodos de carga y generación que

poseen la componente de pérdidas, se calcula mediante 3-26, para el análisis en

la herramienta computacional se hace referencia a la utilización del algoritmo de

retiro de potencia para flujos medios.

3.1.2. MÉTODO DE PRORRATEO

Es uno de los más sencillos, pues corresponde a una simple aplicación del

método de tarifación de estampilla postal. Para su cálculo se toman las pérdidas

de transmisión totales y se divide por la medida de uso que cada agente hace de

la red. La asignación en este método es totalmente independiente del lugar en

que se inyecta la potencia, ya sea cerca o lejos de los consumos.

Por otra parte con el prorrateo se puede determinar la responsabilidad de cada

agente en base a su generación, o consumos independientemente de su

localización y de la topología de la red. En este método con la asignación de

pérdidas a cada MW se le impone un peaje que es igual para todos los nodos del

sistema.

La asignación queda representada en la siguiente ecuación:

41

iLi T

CP P

CT∆ = ⋅ 3-31

Donde:

LiP∆ Asignación de pérdidas al nodo i.

TP Pérdidas totales del sistema.

iC Carga en el nodo i.

CT Carga total del sistema.

De esta manera se pueden asignar las pérdidas en forma proporcional a las

demandas, sin tomar en cuenta la ubicación de la barra de carga, de generación o

de la barra slack.

3.2. REPARTICIÓN DE COSTOS DE TRANSMISIÓN

El conflicto que puede aparecer en mercados eléctricos reside en la forma de

asignar los costos de una red eléctrica entre los agentes que operan en ella. Este

es un tema relativamente bien solucionado en muchos sistemas eléctricos de

potencia, donde la red está muy mallada y no es necesario enviar señales de

localización. Sin embargo, la aparición de mercados regionales, hace necesario el

desarrollo de metodologías de asignación de costos que resulten justos y

eficientes, para repartir un recurso entre varios agentes.

La asignación de costos de red es la forma de calcular los cargos de transporte a

pagar por cada uno de los agentes que operan en un determinado sistema.

De manera similar que para la repartición de pérdidas de transmisión, se hace

una clasificación, que será considerada para la implementación del programa,

para la asignación de costos se definirá en grupos según la repartición a los

usuarios de la red. De esta manera la clasificación es la siguiente:

42

• Repartición de costos entre generadores.

• Repartición de costos entre generadores y consumos.

• Repartición de costos entre consumos.

Repartición de costos entre generadores: los métodos que se usarán para la

programación de la repartición de los costos son: el método de estampilla postal,

flujos gruesos propuesto por J. Bialek, factores de distribución GGDF; estos dos

últimos métodos basan sus criterios en determinar el aporte de cada generador a

las líneas del sistema.

Repartición de costos entre generadores y consumos: los métodos que se

usarán para la programación de la repartición de los costos son: el método de

estampilla postal, flujos medios propuesto por J. Bialek, factores de distribución

GGLDF; estos dos últimos basan sus criterios en determinar el aporte de cada

generador y cada consumo a las líneas sistema.

Repartición de costos entre consumos: los principales métodos que se usarán

para la programación de la repartición de los costos son: el método de estampilla

postal, flujos netos propuesto por J. Bialek, factores de distribución GLDF; de

igual manera estos dos últimos métodos basan sus criterios en determinar el

aporte de cada consumo a las líneas del sistema.

A continuación se detalla los métodos señalados anteriormente en los cuales se

da la introducción teórica en los que se sustentan éstos.

3.2.1. ESTAMPILLA POSTAL [9]

Reparte los costos de transmisión entre las transacciones de potencia en función

de una medida particular de éstas. Por ejemplo puede ser la demanda de

potencia o energía de cada transacción [20]. La magnitud de una transacción de

potencia o energía es usualmente determinada en un escenario significativo del

sistema, por ejemplo el momento que ocurre la demanda máxima [20]. La

43

aplicación que se le enfocará en base a un modelo de mercado pool, respecto a

cada una de las reparticiones de los agentes, será la siguiente:

3.2.1.1. Entre Generadores

1

i

i

i

GG T

Gi

PCC CC

P=

= ⋅∑

3-32

Donde:

iGCC Asignación del costo por cada generador i.

iGP Potencia de generación en el nodo i.

1iG

i

P=∑ Potencia de generación total.

TCC Cargo complementario.

.

De esta manera se reparte los costos a los generadores por el uso de la red.

3.2.1.2. Entre Generadores y Demandas

( )1

11

i

i

i j

GG T

G Dij

PCC CC

P P==

= ⋅+∑

3-33

( )2

11

j

j

i j

D

D T

G Dij

PCC CC

P P==

= ⋅+∑

3-34

Donde:

1

iGCC Asignación del costo por cada generador i.

2

jDCC Asignación del costo por cada demanda j.

iGP Potencia de generación en el nodo i.

jDP Potencia de demanda en el nodo j.

44

11

i jG Dij

P P==

+∑ Potencia de generación y demanda total.


.

De esta manera se reparte los costos a los generadores y a las demandas por el

uso de la red.

3.2.1.3. Entre Demandas

1

j

j

j

D

D TD

j

PCC CC

P=

= ⋅∑

3-35

Donde:

jDCC Asignación del costo por cada demanda j.

jDP Potencia de demanda en el nodo j.

1jD

j

P=∑ Potencia de demanda total.


.

De esta manera se reparte los costos a las demandas por el uso de la red.

3.2.2. MÉTODO PROPUESTO POR BIALEK

La asignación de costos que se tiene va a depender de los agentes del mercado,

es por esto que los trazos de flujos por las líneas son:

Flujos medios, los flujos medios permiten repartir los costos de transmisión a la

generación y demanda. Para ello se puede usar el algoritmo de inyecciones de

potencia (upstream looking algorithm) o algoritmo de retiros de potencia

(dowstream looking algorithm).

45

Flujos gruesos, los flujos gruesos permiten repartir los costos entre los

generadores, para ello se puede usar el algoritmo de inyecciones de potencia

(upstream looking algorithm).

Flujos Netos, este trazo permite asignar los costos a las demandas usando el

algoritmo de retiros de potencia (dowstream looking algorithm).

3.2.2.1. Algoritmo de inyecciones de Potencia

El desarrollo de todo el algoritmo se lo realizó para la repartición de pérdidas, lo

que diferencia es los factores de distribución que se consideran, con lo cual se

tienen los porcentajes que aportan los generadores a las líneas, de esta manera

se tiene la asignación del costo por el grado de utilización de la red.

1

1

( ),

1

.

ni l i l

i l i u Gkikki i

nG d

i l k Gk ik

P PP P A P

P P

D P para l α

− − −−

=

−=

= ⋅ = ⋅

= ∈

∑

∑ 3-36

Donde:

i

ikuli

kliG

P

APD

1

,

. −−

− = Representa un factor de distribución de generación

topológico e indica la proporción de potencia que el k-ésimo

generador aporta a la línea i-l.

)(diα Es el set de nodos alimentados directamente por el nodo i.

Ahora para encontrar los porcentajes de participación de los costos en las líneas

%ki lP− , se puede calcular de la siguiente manera:

%

1

k

i l ki l

i l kk

PP

P−

−−

=

=∑

3-37

%_ ( )

i lki l i l LCC P Valor hora CC

−− −= ⋅ 3-38

46

Donde:

i lCC

− Asignación del costo por cada línea i-l.

%ki lP− Porcentaje de utilización del generador k respecto a la línea i-l.

i lLCC−

Costo horario de la línea i-l.

De esta manera se reparte los costos a los generadores por el uso de la red.

En el caso de la aplicación de flujos medios se aplicará el siguiente concepto:

( )1

,11

k r

ni l i l

i l i u G Dik rki ir

P PP P A P P

P P− − −

−==

= ⋅ = ⋅ + ∑ 3-39

Ahora se podrá encontrar los porcentajes de participación de los costos en las

líneas ,%k r

i lP− , aplicando la ecuación 3-37, los costos se lo hará mediante la

ecuación 3-38.

3.2.2.2. Algoritmo de Retiros de Potencia

El desarrollo de todo el algoritmo se lo realizó para la repartición de pérdidas, lo

que diferencia es los factores de distribución que se consideran, con lo cual se

tienen los porcentajes que aportan las demandas a las líneas, de esta manera se

tiene la asignación del costo por el grado de utilización de la red.

1

1

( ),

1

.

ni j i j

i j i d Lkikki i

nL d

i j k Lk ik

P PP P A P

P P

D P para j α

− − −−

=

−=

= ⋅ = ⋅

= ∈

∑

∑ 3-40

Donde:

47

i

ikdli

kjiL

P

APD

1

,

. −−

− = Representa un factor de distribución de carga topológico, e

indica la proporción de potencia demandada por la carga k

a la línea i-l. )(d


Ahora para encontrar los porcentajes de participación de los costos en las líneas

%ki jP− , se puede calcular de la siguiente manera:

%

1

k

i j ki j

i j kk

PP

P

−−

−=

=∑

3-41

%_ ( )

i jk

i j i j LCC P Valor hora CC−− −= ⋅ 3-42

Donde:

i jCC − Asignación del costo por cada línea i-j.

%ki jP− Porcentaje de utilización de la demanda k respecto a la línea i-j.

Li jCC − Costo horario de la línea i-j.

De esta manera se reparte los costos a las demandas por el uso de la red.

En el caso de la aplicación de flujos medios se aplicará el siguiente concepto:

1 1

, ,1 11 1

r r

n ni j i j i j

i j i d D u Gik r ik rk ki i ir r

P P PP P A P A P

P P P− − −− −

−= == =

= ⋅ = ⋅ + ⋅ ∑ ∑ 3-43

Ahora se podrá encontrar los porcentajes de participación de los costos en las

líneas ,%k r

i jP− , aplicando la ecuación 3-41, los costos se lo hará mediante la

ecuación 3-42.

48

3.2.3. FACTORES DE DISTRIBUCIÓN [9]

Este método reparte los costos de una instalación dada a un nodo de la red en

función de la medida de variación del flujo de potencia por tal instalación ante la

variación incremental de inyección de potencia en dicho nodo. Esta medida es

determinada por los factores de distribución calculados a partir de un modelo de

flujos de potencia DC (ver Anexo A). Estos coeficientes son independientes de las

condiciones de operación del sistema y dependen únicamente de la topología de

la red de transmisión.

En [21] se detalla los Factores Generalizados de Distribución GSDF (generalized

shift distribution factors), los Factores Generalizados de Distribución para

Demanda, GLDF (generalized load distribution factors) y los Factores

Generalizados de Distribución para Generación, GGDF (generalized generation

distribution factors).

Para la línea de transmisión l, conectada entre los nodos p y q de la red, el factor

generalizado de distribución con respecto al nodo i es:

pi qili

l

X XA

X

−= 3-44

Donde:

liA

Es el factor de distribución de la línea l, con respecto al nodo i.

piX

X Es el elemento de la fila p y columna i de la matriz de reactancias de

barra.

lX Es la reactancia de la línea de transmisión conectada entre p y q.

Tradicionalmente se utilizan los factores de distribución para seguridad y

contingencias de sistemas eléctricos, y que puede ser adaptado para ser usados

en la asignación de costos por el uso del sistema de transmisión, se detallan los

algoritmos de cada uno de los factores de distribución a continuación:

49

3.2.3.1. Factores de Distribución D o GGDF

El modelo de factores GGDF, relaciona el flujo de potencia en una línea i-k con la

potencia inyectada por un generador en una barra g del sistema, para una

configuración del sistema dada. Se definen a partir de la siguiente ecuación:

, gi k i k g Gg

F D P− −= ⋅∑ 3-45

Donde:

i kF −

Flujo de potencia en la línea i-k.

,i k gD −

Factor

gGP Potencia de generación en la barra g.

Las ecuaciones antes señaladas se relacionan con los factores GSDF ( ,i k gA− )

como se indica a continuación:

, , ,i k g i k g i k RD A D− − −= + 3-46

,

,

p

g

i k i k p Gp R

i k RG

g

F A P

DP

− −≠

−

− ⋅

=∑

∑ 3-47

Estos factores son independientes de la elección de la barra de referencia, pero

dependen de la configuración del sistema y de la condición de operación de éste.

Se utilizará el método de prorrateo a partir de factores GGDF determinando el

grado de contribución que un generador b posee sobre el flujo Fi-k de una

determinada línea i-k:

( )',

, ',

b

g

i k b G

i k bi k b G

g

D PFP

D P

−−

−

⋅=

⋅∑ 3-48

50

,',

Si el factor es del mismo signo que el flujo

0 Si el factor es de signo opuestoi k g

i k b

DD

−−

→

→ 3-49

De esta manera se tiene los factores de distribución para el cálculo de los costos

que se obtiene de la siguiente ecuación:

%, _ ( )i ji j i k b GCC FP Valor hora CC−− −= ⋅ 3-50

Donde:


,i k bFP− Porcentaje de utilización de la generación b respecto a la línea i-k.

Gi jCC − Costo horario de la línea i-j.

3.2.3.2. Factores de Distribución C o GLDF

Estos factores relacionan el flujo de potencia en una línea i-k con la carga del

consumo de una barra j del sistema.

, ji k i k j Lj

F C P− −= ⋅∑ 3-51

Donde:

i kF −


,i k jC −

Factor

jLP Potencia de demanda en la barra j.

Las ecuaciones antes señaladas se relacionan con los factores GSDF ( ,i k jA− )


, , ,i k j i k R i k jC C A− − −= − 3-52

51

,

,

p

j

i k i k p Lp R

i k RL

j

F A P

CP

− −≠

−

+ ⋅

=∑

∑ 3-53

Se utilizará el método de prorrateo a partir de factores GLDF, de la forma

siguiente:

( )',

, ',

b

j

i k b L

i k bi k j L

j

C PFP

C P

−−

−

⋅=

⋅∑ 3-54

,',


0 Si el factor es de signo opuestoi k j

i k b

CC

−−

→

→ 3-55



%, _ ( )i ji j i k b LCC FP Valor hora CC−− −= ⋅ 3-56

Donde:


,i k bFP− Porcentaje de utilización de la generación b respecto a la línea i-k.

Li jCC − Costo horario de la línea i-j.

3.2.3.3. Factores de Distribución DC o GGLDF

El modelo de factores GGLDF, relaciona el flujo de potencia en una línea i-k con

la potencia inyectada por un generador en una barra g del sistema y una

demanda en la barra j, para una configuración del sistema dada. Se define a partir

de la siguiente ecuación:

( ), , g ji k i k g j G Lgj

F DC P P− −= ⋅ +∑ 3-57

52

Donde:

i kF −


, ,i k g jDC −

Factor

gGP Potencia de generación en la barra g.

jLP Potencia de demanda en la barra j.

Las ecuaciones antes señaladas se relacionan con los factores GSDF ( , ,i k g jA− )


, , ,i k g i k g i k RDC A DC− − −= + 3-58

, , ,i k j i k R i k jDC DC A− − −= − 3-59

( ),

,

p

g j

i k i k p Gp R

i k R

G Lgj

F A P

DP P

− −≠

−

− ⋅

=+

∑

∑ 3-60

( ),

,

p

g j

i k i k p Lp R

i k R

G Lgj

F A P

DP P

− −≠

−

+ ⋅

=+

∑

∑ 3-61

Estos factores son independientes de la elección de la barra de referencia, pero

dependen de la configuración del sistema y de la condición de operación de éste.

Se utilizará el método de prorrateo a partir de factores GGDF determinando el

grado de contribución que un generador b posee sobre el flujo Fi-k de una

determinada línea i-k:

( )( )

',

, , ',

b

g j

i k b G

i k b g

i k b G Dgj

DC PFP

DC P P

−−

−

⋅=

⋅ +∑ 3-62

53

( )( )

',

, , ',

b

g j

i k b L

i k b j

i k b G Dgj

DC PFP

DC P P

−−

−

⋅=

⋅ +∑ 3-63

, ,', , ,


0 Si el factor es de signo opuestoi k g j

i k b g j

DCDC

−−

→

→ 3-64



%, , , _ ( )i j g i k b g i jCC FP Valor hora CC− − −= ⋅ 3-65

%, , , _ ( )i j j i k b j i jCC FP Valor hora CC− − −= ⋅ 3-66

Donde:

,i j gCC − Asignación del costo de generación por cada línea i-j.

,i j jCC − Asignación del costo de demanda por cada línea i-j.

, ,i k b gFP− Porcentaje de utilización de la generación b respecto a la línea i-k.

, ,i k b jFP− Porcentaje de utilización de la demanda b respecto a la línea i-k.

i jCC− Costo horario de la línea i-j.

54

4. DESARROLLO DE LA HERRAMIENTA

Las redes de transmisión brindan servicio para que todos los generadores y

consumidores tengan acceso y este servicio empiece con la necesidad de

desarrollar reglas en las cuales compartan el uso del sistema de transmisión, los

costos de transmisión y las pérdidas asociadas a la red de transporte de energía

desde la generación hasta los centros de carga, es por esto que los agentes

juegan un rol importante.

La distribución equitativa de los costos de transmisión y de la repartición de

pérdidas entre los agentes proporciona señales económicas eficientes para

motivar (incentivar) a los agentes a construir centros de generación facilitando el

uso de la red.

TCP (Tarifas Costos & Pérdidas de Transmisión) ha sido desarrollado con la

finalidad de ofrecer diferentes metodologías para el problema de repartición de

pérdidas y asignación de costos de transmisión, permitiendo tener escenarios con

las diferentes características que proveen señales económicas adecuadas de

acuerdo al sistema de transmisión.

TCP incluye dos análisis para el desarrollo de los estudios de asignación de

costos y uno para la repartición de pérdidas, la base primordial del programa es

poder realizar un despacho económico previo que permita tener la solución con la

cual dar inicio al análisis escogido mediante la aplicación de los métodos.

El objetivo del desarrollo de esta herramienta computacional (TCP), es tener la

flexibilidad de diseñar el sistema eléctrico de potencia mediante una interfaz

dinámica (SIMULINK7); así mismo, la facilidad en la aplicación de los métodos

7 El software SIMULINK es la plataforma de simulación multidominio que permite modelar, simular y analizar sistemas dinámicos y modificar modelos existentes de acuerdo a la necesidad del usuario.

55

propuestos permitirá obtener los resultados antes señalados el cual será visto

desde una interfaz gráfica (MATLAB8).

Es por ello, que en este capítulo se procederá con el desarrollo de la herramienta

académica para el análisis de métodos de tarifación y repartición de costos y

pérdidas de transmisión aplicada a sistemas de pruebas con el fin de verificar los

resultados de cada uno de los métodos.

El enfoque final será la implementación del Sistema Nacional Interconectado de

138 kV y 230 kV, validando la aplicación de los métodos para establecer y

determinar los efectos que incurren entre los agentes que intervienen en el

negocio de la transmisión.

A continuación se detallarán las diferentes etapas que se tuvieron en cuenta para

el desarrollo de la herramienta computacional, que se detalla en el manual que se

adjunta al presente proyecto, en la Figura 4-1 se muestra la pantalla de inicio del

programa TCP.

Figura 4-1 Pantalla de inicio del Programa TCP

8 MATLAB es un software matemático que ofrece un entorno de desarrollo integrado con un lenguaje de programación propio (lenguaje M). La manipulación de matrices, la representación de datos y funciones, la implementación de algoritmos, la creación de interfaces de usuario y la comunicación con programas en otros lenguajes y con otros dispositivos hardware, son algunas de sus características principales.

56

4.1. INTERFAZ DINÁMICA

La implementación de la interfaz dinámica se realizó en base a la utilización de la

herramienta SIMULINK de MATLAB, la cual permite ingresar los elementos

necesario que se requieren para diseñar los sistemas eléctricos de potencia a ser

estudiados y/o analizados, se empezará explicando la librería que se utilizará para

ubicar los elementos necesarios y setear los parámetros requeridos para los

análisis posteriores, en la Figura 4-2 se muestra la interfaz dinámica final de un

sistema eléctrico de potencia con los elementos necesarios para la modelación en

este caso para el de tres nodos.

Figura 4-2 Interfaz Dinámica, ejemplo del Sistema de Tres Nodos

4.1.1. LIBRERÍA 9

La librería consta fundamentalmente de tres partes, que permiten enlazar todos

los elementos requeridos para el sistema eléctrico de potencia, Figura 4-3.

9 La librería de TCP, basa sus componentes en la librería que se encuentra en el programa PSAT, esta librería ha sido modificada considerando los requerimientos en este proyecto de titulación.

57

Figura 4-3 Librería del programa TCP

4.1.1.1. Barras

Este bloque define los componentes estáticos del sistema eléctrico de potencia,

teniendo una variedad de barras a ser utilizadas, pero que también se pueden

setear los parámetros requeridos escogiendo una barra (Bus) en la cual se

modifiquen los parámetros de acuerdo a las necesidades del sistema; así mismo,

los links que posee este bloque sirven para realizar conexiones auxiliares de ser

necesarias para el sistema, Figura 4-4.

Figura 4-4 Bloque de Barras

La flexibilidad de escoger un modelo de barra (bus) para modificarlo de acuerdo a

los requerimientos del sistema también es factible como se muestra en la Figura

4-5.

58

Figura 4-5 Representación Gráfica y Modificación de los parámetros de Barras (Bus)

Adicionalmente, se debe considerar que una barra solo admitirá como máximo

doce (12) generadores y una (1) demanda, en caso de tener más de lo indicado

los resultados obtenidos por el programa no serán los adecuados.

4.1.1.2. Elementos

Este bloque define los componentes dinámicos del sistema eléctrico de potencia,

teniendo una variedad de elementos como se muestra en la Figura 4-6 en los

cuales se detallará los de mayor importancia y uso para el presente proyecto de

titulación.

Figura 4-6 Bloque de Elementos

59

Barra Slack

Este elemento permite tener la referencia para que el sistema opere de

manera adecuada; sin embargo, no es necesidad setear parámetros dentro

de este elemento solo ubicarlo en la barra que sea requerida, a continuación

se muestra la Figura 4-7.

Figura 4-7 Representación Gráfica y Modificación de los parámetros de Barra Slack (BS)

Línea de Transmisión

Este elemento permite setear los parámetros topológicos de la red del

sistema de transmisión, como se muestra en la Figura 4-8, en el cual se

muestra cuales son los datos necesarios de ingreso.

60

Figura 4-8 Representación Gráfica y Modificación de los parámetros de Líneas (Line)

El número máximo de líneas de barra a barra es dos, esto quiere decir que si

se requiere modelar más de dos líneas se tiene que sacar los respectivos

equivalentes y de ahí sí se puede modelar en el programa.

Se recomienda tener cuidado con la dirección de las líneas, ya que el

momento de rotarlas no se conoce cuál es el nodo de envío y recepción; es

por ello, si los resultados de flujos salen con la dirección contraria fue a

causa del ingreso de las líneas por tanto se debe cambiar la misma en la

correspondiente interfaz dinámica.

Los parámetros deberán ser puestos en las bases del sistema para poder

utilizar en p.u.

Transformador

Este elemento permite setear los parámetros topológicos de la red del

sistema de transmisión, como se muestra en la Figura 4-9, en el cual se

muestra cuales son los datos necesarios de ingreso.

61

Figura 4-9 Representación Gráfica y Modificación de los parámetros de Transformadores

Demanda

Este elemento permite setear los parámetros de demanda requeridos para el

sistema, como se muestra en la Figura 4-10, en el cual se muestra cuales

son los datos necesarios de ingreso.

PARÁMETRO DE LA DEMANDA PARA EL

SISTEMA

Figura 4-10 Representación Gráfica y Modificación de los parámetros de la Demanda (PQ)

62

El número de Demandas asociados a la barra máximo es de uno (1), en

caso de existir más se debe realizar las respectivas reducciones

correspondientes poder ser modelados en el programa.

4.1.1.3. Costos

Este bloque define los componentes del sistema eléctrico de potencia, teniendo

una variedad de elementos como se muestra en la Figura 4-11 en los cuales se

detallará los de mayor importancia y uso para el presente proyecto de titulación.

Figura 4-11 Bloque de Costos

Generación

Este elemento permite setear los parámetros técnicos y económicos de un

generador, como se muestra en la Figura 4-12, en la cual se muestra cuales

son los datos necesarios de ingreso.

63

Figura 4-12 Representación Gráfica y Modificación de los parámetros de Generación

El número de Generadores asociados a la barra máximo es de doce (12), en

caso de existir más se debe realizar las respectivas reducciones

correspondientes para ser modelados en el programa.

4.2. INTERFAZ GRÁFICA

La implementación de la interfaz gráfica permite tener la flexibilidad del manejo del

programa TCP con el usuario de acuerdo a los requerimientos y necesidades del

usuario, en la Figura 4-13 se muestra la interfaz gráfica, en la cual se muestra la

división.

64

1

2

3

4

5

6

7

9

10

11

8

Figura 4-13 Interfaz Gráfica del programa TCP

1. Barra de Menú .- Posee las opciones que facilitan el manejo del programa.

o Inicio

Nuevo Modelo

Modificar Modelo Existente

Cargar Sistema

Salir del Programa

o Ver

Barra de Herramientas

Historial

o Ejecutar

Despacho Económico

Repartición de Costos

65

o Opciones

Salida de Datos

o Reporte

Reporte General

o Ayuda

Acerca de TCP

Manual de Usuario

Referencia Técnica

2. Barra de Herramientas .- Permiten la fácil ejecución de ciertas acciones.

o Nuevo Modelo

o Cargar

o Ejecutar Despacho

o Repartición de Costos

o Salida de Datos

o Reporte

o Ayuda TCP

3. Sistema .- Despliega el archivo que va ha ser ejecutado y/o analizado,

Figura 4-14.

Figura 4-14 Interfaz Gráfica del Sistema

4. Despacho.- Presenta los algoritmos matemáticos para la resolución del

despacho económico (ver Anexo A), Figura 4-15.

66

Figura 4-15 Interfaz Gráfica del Despacho Económico

5. Solución .- Presenta los resultados más relevantes del despacho

económico, Figura 4-16.

Figura 4-16 Interfaz Gráfica de la Solución del Despacho Económico

6. Historial .- Se muestra todas las acciones realizadas a lo largo de la

ejecución del programa, Figura 4-17.

Figura 4-17 Interfaz Gráfica del Historial

7. Análisis .- Permite escoger el escenario económico para la resolución de

los análisis posteriores, Figura 4-18.

Figura 4-18 Interfaz Gráfica del Análisis

67

8. Repartición .- Permite setear los parámetros de acuerdo al análisis

escogido, Figura 4-19.

Figura 4-19 Interfaz Gráfica de la Repartición (Uninodal y Multinodal)

9. Agentes .- Detalla el agente a quien va ser aplicado la metodología de

repartición antes escogida (en 8), Figura 4-20.

Figura 4-20 Interfaz Gráfica de los Agentes (de Pérdidas y Costos)

10. Método .- Permite setear el método de acuerdo al agente escogido dentro

de los pasos anteriores (8 y 9), Figura 4-21.

68

Figura 4-21 Interfaz Gráfica de los Métodos de Repartición (de Pérdidas y de Costos)

11. Resultado .- Detalla la formulación y valores escogidos de acuerdo a los

pasos 7, 8, 9 y 10, Figura 4-22.

Figura 4-22 Interfaz Gráfica de los Resultados (de Pérdidas y de Costos)

69

4.2.1. DESPACHO ECONÓMICO

En esta sección se formulará el problema del despacho económico de corto plazo

de unidades generadoras. El problema de optimización matemática consiste en

minimizar la función objetivo, la cual además debe considerar si los costos son

lineales o cuadráticos.

La solución de los flujos de potencia se realizará a través de expresiones que se

derivan de un flujo de potencia DC, cuyas principales ecuaciones se detallan en el

Anexo A.

El problema de optimización es formulado con las restricciones clásicas de un

despacho económico de corto plazo:

• Balance de Potencia Activa

• Límite de Capacidad de Generación en cada nodo.

• Límite de Capacidad en las líneas de transmisión.

La determinación de precios nodales se realizará a través de multiplicadores de

Lagrange. Para ver de forma más clara la estructura de los precios nodales

cuando se consideran costos de transmisión en la FOCP, se desarrollarán las

expresiones para una restricción de balance total de potencia activa. De igual

forma para ver como se reflejan los costos de cada línea de transmisión en los

precios nodales, se ha modelado la solución del flujo DC a través de la matriz [A]

de factores de distribución (matriz de sensibilidad de los flujos por las líneas

respecto de las inyecciones nodales), en el Anexo A se detalla la formulación del

despacho económico.

4.2.2. MÉTODOS DE PÉRDIDAS

En esta sección se consideran los métodos descritos en el capítulo anterior para

la repartición de pérdidas, en la Figura 4-23 se muestran los métodos que están

programados en TCP.

70

Figura 4-23 Interfaz Gráfica de los Métodos de Repartición de Pérdidas

4.2.3. MÉTODOS DE COSTOS

En esta sección se consideran los métodos de descritos en el capítulo anterior

para la asignación de costos, en la Figura 4-24 se muestran los métodos que

están programados en TCP.

71

Figura 4-24 Interfaz Gráfica de los Métodos de Repartición de Costos

4.2.4. SALIDA DE DATOS

En esta sección se ofrece las opciones de cómo se presentarán los resultados, se

presenta la facilidad de reportar en archivo NOTEPAD o en archivo Excel.

La flexibilidad de poder reportar los datos en forma externa permitirá al usuario

hacer análisis posteriores en cuanto a la aplicación de los métodos expuestos en

las secciones anteriores.

En la Figura 4-24 se muestra la manera de escoger la salida de datos.

72

Figura 4-25 Interfaz Gráfica de la Salida de Datos

4.3. DIAGRAMA DE FLUJOS DE TCP

Los diagramas de flujo servirán para tener una apreciación del funcionamiento del

programa, mostrando la secuencia utilizada dentro del mismo.

A continuación, se presenta el diagrama de flujo del programa TCP, para luego

detallar cada uno de los procesos más relevantes que involucraron la

programación.

73

En la Figura 4-26, se muestra el diagrama de flujo que utiliza el programa TCP.

Figura 4-26 Diagrama de Flujo del Funcionamiento del Programa TCP

74

El diagrama de flujo principal del programa presenta tres aspectos principales que

se detallarán en sus respectivos diagramas que se presentarán seguidamente.

DESPACHO

El despacho económico que se muestra en la Figura 4-27, sirve para entender el

procedimiento dentro del programa TCP.

( )ii gC P

,maxigPidP

lCFlR ,maxlF

lX

n

ii ijj

ij ji ij

Y y j i

Y Y y

= − ≠

= =

∑

li ljli

ij

X XA

X

−=

( ) 2

i i ii g g gC P A BP CP= + +

0

igP

( )ln ,1i il g d nF A P P= ⋅ −

1

L

T ll

Perd Perd=

=∑

1 1

gN N

i ii ig d TP P Perd

= =

= +∑ ∑

,min ,maxi iiPg Pg Pg≤ ≤,min ,maxl llF F F≤ ≤

1......1g

i i

T

g g

Li N

P

Perd

Pλ

∂= ∀ =

∂

∂− ∂

( )maxi i i

cal og g gP P P∆ = −

igP error∆ ≤igP lF TPerd

,1 1

gN N

gi cap dii i

P P= =∑ ∑f

( )i ig gC P BP=

1i

N

d Ti

b P Perd=

= − + ∑

[ ] 10

Nlb ×=

,max 1ig

g Nub P

× =

[ ] 11

gNA

×= −

,max 1ll N

uf F×

=

df uf= −

( )1

, ,i

gg l g

NP F linprog C P A b uf df lb ubλ

×

=

Figura 4-27 Diagrama de Flujo del Despacho Económico

75

PÉRDIDAS

La selección de los métodos para las pérdidas se lo hace en base al diagrama de

flujo que se muestra en la Figura 4-28.

Figura 4-28 Diagrama de Flujo de Pérdidas

COSTOS

La asignación de costos a los agentes se lo realiza bajo el diagrama que se

muestra en la Figura 4-29 considerando el análisis escogido previamente.

Figura 4-29 Diagrama de Flujos de Costos

76

5. SIMULACIONES DE SISTEMAS ELÉCTRICOS

En este capítulo se muestra la aplicación de los métodos de asignación de

pérdidas y repartición de costos presentados en el capítulo tres.

Los métodos de asignación de pérdidas fueron escogidos en base al uso de la red

con lo cual brindan señales de operación del sistema y facilitan la evaluación de

los costos de transmisión asociadas a las pérdidas de potencia activa. La ventaja

que presentan estos métodos es poder analizar las liquidaciones comerciales de

acuerdo a los agentes involucrados en el sistema.

Los métodos de repartición de costos fueron seleccionados bajo el criterio

señalado en el párrafo anterior de acuerdo al uso de la red para tener señales de

operación con lo cual se pueda asociar este uso al costo de transmisión.

El presente proyecto simuló sistemas eléctricos de prueba con diferentes

características, de tres nodos10 y de once nodos11 para finalmente simular al

Sistema Nacional Interconectado Ecuatoriano a niveles de voltaje de 138-230 kV.

5.1. SISTEMAS ELÉCTRICOS DE PRUEBA

La simulación de los sistemas eléctricos de prueba se realizó mediante la

utilización de la herramienta computacional TCP, por lo que el procedimiento de

los algoritmos utilizados y descritos en el capítulo correspondiente no se los

realizó, sino que se muestra los resultados más relevantes de cada uno de los

métodos aplicados tanto para pérdidas como para costos con el fin de indicar la

facilidad y versatilidad de la herramienta computacional TCP.

10

Se hace referencia a la utilización de funciones de costos cuadráticos. 11

Se hace referencia a la utilización de funciones de costos lineales.

77

5.1.1. TRES NODOS

El sistema de prueba de tres nodos se muestra en la Figura 5-1. Es una red

tomada de la referencia [22]. Sus parámetros técnicos – económicos se presentan

en el Anexo B de este documento.

Figura 5-1 Sistema de Tres Nodos

Los flujos por las líneas, los datos de generación y demandas correspondientes a

este sistema son los resultados de un despacho económico que se ejecutó

mediante la herramienta computacional TCP y son los que se muestran en las

siguientes tablas.

Flujo(ij) Flujo(ji) Pérdidas(ij) Anualidad

[ MW ] [ MW ] [ MW ] [ USD ]

Bus1 Bus2 157,40 -152,40 5,00 72,66

Bus1 Bus3 118,06 -115,23 2,83 108,99

Bus2 Bus3 157,40 -152,40 5,00 48,44

De(i) Hasta(j)

Tabla 5-1 Flujos de potencia activa y costos fijos (anualidad) del Sistema de tres nodos

Generación Demanda

[ MW ] [ MW ]

Bus1 477,06 200 0,908

Bus2 400 400 0,944

Bus3 235,779 500 1

Barra Factor Nodal

Tabla 5-2 Datos de Generación, Demanda y Factor Nodal del Sistema de tres nodos

78

Lambda System [USD/MWh] 10,228

Potencia generada [MW] 1112,838Demanda [MW] 1100

Pérdidas totales [MW] 12,838

RESULTADOS GENERALES

Tabla 5-3 Datos de Resultados Generales de Despacho Económico

5.1.1.1. Pérdidas

Entre Generadores

a. Flujos Netos

El criterio de este método consiste en mantener intactas a las demandas y

modificar la generación, repartiendo de esta manera las pérdidas a los agentes

generadores; esto refleja la proporción de generación usada para alimentar cada

una de las cargas, los resultados se muestran en la Tabla 5-4.

TOTAL PÉRDIDASL1 L2 L3 [MW] [MW]

G1 200,00 111,34 156,57 467,91 9,15 G2 - 288,66 108,51 397,17 2,83 G3 - - 234,92 234,92 0,86

TOTAL 200,00 400,00 500,00 1.100,00 12,84

GENERADORESDEMANDA

Tabla 5-4 Asignación de pérdidas a la generación

En la Tabla 5-5 se muestran los resultados obtenidos de los precios nodales y la

liquidación con factores netos.

PRECIO GENERACIÓN PRECIO DEMANDA COBROS PAGOS[USD/MWh] [USD/MWh] [USD] [USD]

Bus1 10,031 10,228 4.785,59 2.045,51Bus2 10,155 10,228 4.062,04 4.091,02Bus3 10,190 10,228 2.402,69 5.113,78

Barra

Tabla 5-5 Precios Nodales y Liquidación por Agente involucrado

En la Tabla 5-6 se presentan los resultados de cobros y pagos totales de los

agentes involucrados y un cierre financiero del sistema que se refleja en la

remuneración variable del transmisor.

79

COBROS [USD] 11.250,32PAGOS [USD] 11.250,32

RVT=PAGOS-COBROS [USD] 0,00

Tabla 5-6 Liquidación con Factores Netos

Análisis de Resultados:

Las pérdidas totales a ser repartidas son de 12,84 MW, en la Tabla 5-4 se

muestra la asignación de pérdidas a cada generador del sistema por el uso de la

red de transmisión. En ella se observa que al generador G1 se le asigna más

pérdidas que a los generadores G2 y G3, debido a que un alto porcentaje de los

MW generados son destinados a cubrir la carga en el nodo 3 haciendo uso de

todas las líneas del sistema es por ello que se tiene el mayor número de pérdidas,

G2 posee pérdidas menores debido al uso de la red por la línea 2-3.

La justificación de la Tabla 5-5 muestra que el precio nodal neto del generador G1

es menor que todos los demás precios nodales de los generadores restantes, lo

que implica que a G1 le pagan el MWh a menor precio que a los demás

generadores. Asimismo se puede observar que los factores netos de generación

son menores que uno y los de demanda son uno, pues la asignación de pérdidas

corresponde solo a la generación. Los mismos que permiten un correcto cierre

financiero del mercado y que la remuneración total de los cargos de transporte

sea cero, como se muestra en la Tabla 5-6.

Entre Generadores y Demandas

a. Flujos Medios

En base al concepto de este método, en el cual se tiene un promedio del flujo por

las líneas agregando la mitad de las pérdidas a las demandas y restando la mitad

a los generadores, con lo cual las pérdidas son repartidas entre ambos agentes,

los resultados se muestran en la Tabla 5-7.

80

TOTAL PÉRDIDASL1 L2 L3 [MW] [MW]

G1 200,67 111,03 158,79 470,49 6,57 G2 - 285,76 109,80 395,56 4,44 G3 - - 233,95 233,95 1,83

TOTAL 200,67 396,79 502,54 1.100,00 PÉRDIDAS

[MW]0,67 (3,21) 2,54

GENERADORESDEMANDA

12,84

Tabla 5-7 Asignación de pérdidas a la generación y demanda


liquidación con factores medios.


Bus1 10,087 10,262 4.812,02 2.052,36Bus2 10,114 10,146 4.045,68 4.058,27Bus3 10,148 10,280 2.392,69 5.139,76

Barra

Tabla 5-8 Precios Nodales y Liquidación por Agentes involucrados






Tabla 5-9 Liquidación con Factores Medios



muestra la asignación de pérdidas a cada generador y carga del sistema de tres

nodos por el uso de la red de transmisión. Se puede observar que las mayores

pérdidas asignadas son para el generador G1 (6,57 [MW]) y la demanda L3 (2,54

[MW]), debido a que son los usuarios de la red que tienen mayor potencia

generada y consumida, respectivamente; además hacen uso de las líneas 1-2 y

1-3 para transportar el mayor porcentaje de potencia para el suministro de la

demanda L3, ocasionando las más altas pérdidas del sistema. En este sistema

81

formado por nodos compuestos de generación y carga, se asignan las pérdidas

respecto a la proporción existente entre carga y generación.

Comparando los precios de compra de energía (Tabla 5-8), se observa que la

demanda L3 paga el MWh a mayor precio que las otras demandas (L1 y L2);

mientras que el precio de venta para el generador G1 es menor que el de los

demás generadores (G2 y G3). Así mismo el cierre de mercado se comprueba

debido a que los pagos de las demandas son iguales a los cobros de los

generadores (Tabla 5-9).

Entre Demandas

a. Flujos Gruesos

El criterio de este método consiste en mantener intactos a los generadores y se

modifica la demanda, con lo cual las pérdidas son repartidas a los agentes

consumidores, el cual refleja la proporción de demanda consumida, los resultados

se muestran en la Tabla 5-10.

TOTAL PÉRDIDASG1 G2 G3 [MW] [MW]

L1 200,42 0,00 0,00 200,42 0,42L2 114,40 288,22 0,00 402,62 2,62L3 162,24 111,78 235,78 509,80 9,80

TOTAL 477,06 400,00 235,78 1112,84 12,84

DEMANDAGENERACION

Tabla 5-10 Asignación de pérdidas a la demanda


liquidación con factores gruesos.


Bus1 10,228 10,249 4.879,16 2.049,84 Bus2 10,228 10,295 4.091,02 4.117,82 Bus3 10,228 10,428 2.411,44 5.213,96

Barra


82






Tabla 5-12 Liquidación con Factores Gruesos



muestra la asignación de pérdidas a cada carga del sistema de tres nodos por el

uso de la red de transmisión. En ella se puede observar que a la demanda L3 se

le asigna más pérdidas (9,80 [MW]), debido a que el mayor porcentaje de

potencia suministrada a la carga lo hacen G1 (162,24 [MW]) y G2 (111,78 [MW]).

Para la demanda L2 las pérdidas asignadas son menores, la principal causa es la

potencia que suministra a la carga el generador G1 (114,40 [MW]).

Asimismo la Tabla 5-11 muestra que los precios de demanda son mayores que

los utilizados por factores nodales, mientras que los de generación son iguales

para todos debido a que la asignación de pérdidas corresponde solo a las

demandas, con lo cual se justifica que, el factor grueso de la carga del nodo 3 sea

mayor que el factor grueso de la carga del nodo 2 y 1, y por ende los precios de la

energía en esos nodos, lo que implica que la demanda L3 pague mayor

remuneración por pérdidas que las otras demandas (L2 y L1).

En la Tabla 5-12 se muestra que la asignación de pérdidas permite un correcto

cierre financiero del mercado, debido a que los precios nodales asumen la

componente de asignación de pérdidas logrando que la diferencia de cobros a las

demandas y pagos a los generadores sea cero.

83

b. Método de Prorrateo

Este método basa su criterio en la proporción de pérdidas que se asigna a la

demanda en cada barra frente al total de demanda que presenta el sistema, los

resultados se muestran en la Tabla 5-13.

GENERACIÓN DEMANDA[MW] [MW] [MW] [%]

Bus1 477,06 202,33 2,33 18,18%Bus2 400,00 404,67 4,67 36,36%Bus3 235,78 505,84 5,84 45,45%

TOTAL 1112,84 1112,84 12,84 100,00%

BARRASPÉRDIDAS

Tabla 5-13 Asignación de pérdidas a la demanda


liquidación con factores prorrata.


Bus1 10,2276 10,3469 4.879,16 2.069,39Bus2 10,2276 10,3469 4.091,02 4.138,77Bus3 10,2276 10,3469 2.411,44 5.173,47

Barra






RVT=PAGOS-COBROS [USD] 0,00 Tabla 5-15 Liquidación con Factores Prorrata



muestra que el método no basa la asignación de pérdidas a las demandas según

la medida de uso de la red, sino que lo hace socializando las pérdidas totales del

sistema según la potencia suministrada a cada carga. Por ello a la demanda L3 se

84

le asigna mayor pérdidas que a las otras demandas (L1 y L2), pues la potencia

consumida en el nodo 3 representa el 45,45% de la demanda total del sistema,

mientras que la carga del nodo 1 el 18,18% y la carga del nodo 2 el 36,36%. De

igual forma las pérdidas asignadas a cada demanda representan los mismos

porcentajes.

Los precios nodales de la energía en base a los factores prorrata para las cargas

son iguales, porque las pérdidas totales del sistema se reparten

proporcionalmente entre los consumidores.

En la Tabla 5-14 se presenta el resultado de la aplicación del método en las

liquidaciones totales del sistema, observándose que existe un cierre financiero de

mercado, como se observa en la Tabla 5-15.

5.1.1.2. Costos

El análisis de costos de acuerdo a la explicación realizada en el acápite

correspondiente del Capítulo III indica: que de ser el análisis uninodal solo se

repartirán los costos fijos de las líneas, caso contrario (multinodal) se lo hará

considerando la diferencia de los costos fijos y la remuneración variable del

transmisor.

Entre Generadores

a. Flujos Gruesos

El criterio de este método consiste en la aportación que tienen los generadores a

los flujos de potencia, el cual refleja la proporción de generación utilizada, los


85

DE HASTA G1 G2 G3

1 2 157,4 0 0

1 3 118,06 0 0

2 3 44,449 112,95 0

GENERACIÓN [MW]LÍNEAS

Tabla 5-16 Asignación de Generación a los flujos de potencia

La participación de generación que influye sobre los flujos, se presenta en la

Tabla 5-18, mediante la utilización de los algoritmos desarrollados en la

herramienta computacional TCP.

DE HASTA G1 G2 G3

1 2 100,00% 0,00% 0,00%

1 3 100,00% 0,00% 0,00%

2 3 28,24% 71,76% 0,00%

LÍNEAS GENERACIÓN [%]

Tabla 5-17 Participación de Generación a los flujos de potencia

La repartición de costos a través de la generación considera los escenarios

mencionados en el acápite que se especifica en este capítulo. Es por ello, que en

la Tabla 5-19 se presenta la repartición de costos del escenario uninodal que para

este caso se debe repartir $ 230,08 y en la Tabla 5-20 corresponde a la

repartición de costos del escenario multinodal que es de $ 100,14.

DE HASTA G1 G2 G3

1 2 72,66 - -

1 3 108,99 - -

1 3 13,68 34,76 -

195,32 34,76 -

LÍNEAS GENERACIÓN [USD]

TOTAL Tabla 5-18 Repartición de Costos a Generadores, uninodal

DE HASTA G1 G2 G3

1 2 22,03 - -

1 3 80,30 - -

1 3 (0,62) (1,57) -

101,71 (1,57) -


TOTAL Tabla 5-19 Repartición de Costos a Generadores, multinodal

86


En la Tabla 5-17, se presenta la repartición de generación a los flujos en la cual

G1 hace uso de todas las líneas del sistema, sin embargo, el mayor aporte de

potencia lo realiza a la línea 1-2, G2 aporta a la línea 2-3, G3 no hace uso de las

líneas del sistema debido a que G1 aporta su totalidad a las líneas 1-2 y 1-3. En la

Tabla 5-18, se presenta la proporción de la generación en la línea 2-3 que se

distribuye en 28,24% de G1 y 71,76% de G2, G3 no tiene aportación por ser la

que menos genera y la que posee asociada la demanda más significativa del

sistema.

La repartición de costos en el escenario uninodal es de $ 230,08. En la Tabla 5-19

se presenta la distribución que se tiene por el uso de la red, esto es G1 de $

195,32 y G2 de $ 34,76, de esta manera se puede apreciar que G1 hace mayor

uso de la red por tal motivo es quien paga más, G2 paga por el uso exclusivo de

la línea 1-3 y G3 no paga por el motivo antes mencionado.

La repartición de costos en el escenario multinodal es de $ 100,14. En la Tabla 5-

20 se presenta la distribución que se tiene por el uso de la red, esto es G1 de $

101,71 y G2 de $ -1,57, de esta manera se puede apreciar que G1 hace mayor



b. Estampilla Postal

Este método basa su criterio en la participación de generación en cada barra

frente al total de generación que presenta el sistema, los resultados se muestran

en la Tabla 5-21.

BARRAS GENERACIÓN [MW] GENERACIÓN [%]

1 477,06 42,87%

2 400,00 35,94%

3 235,78 21,19%

TOTAL 1112,84 100,00% Tabla 5-20 Asignación de Generación

87

La repartición de costos a través de generación se presenta en la Tabla 5-22 en el

escenario uninodal y en la Tabla 5-23 en el escenario multinodal, mediante la

utilización de los algoritmos desarrollados en la herramienta computacional TCP.

BARRAS GENERACIÓN [USD]

1 98,63

2 82,70

3 48,75

TOTAL 230,08 Tabla 5-21 Repartición de Costos a Generadores, uninodal

BARRAS GENERACIÓN [USD]

1 42,93

2 36,00

3 21,22

TOTAL 100,14 Tabla 5-22 Repartición de Costos a Generadores, multinodal


En la Tabla 5-21 se muestra que el método no basa la repartición de costos según

la medida de uso de la red, sino que lo hace socializando la totalidad de

generación del sistema según la potencia generada para cada agente. Por ello a

G1 se le reparte mayor proporción que a las otras generaciones (G2 y G3) por

tanto la potencia generada en el nodo 1 representa el 42,87% de la generación

total del sistema, mientras que la generación del nodo 2 es del 35,94% y la

generación del nodo 3 del 21,19%.


se presenta la distribución que tienen los generadores, esto es G1 de $ 98,63, G2

de $ 82,70 y G3 de $ 48,75. De esta manera se puede apreciar que G1 por tener

mayor capacidad y generar mayor potencia es quien paga más, G3 también paga

debido a la proporción que representa frente a la generación total del sistema.

88


23 se presenta la repartición que tienen los generadores, esto es G1 de $ 42,93,

G2 de $ 36,00 y G3 de $ 21,22.

c. Factores de Distribución GGDF

Este método basa su criterio de asignar responsabilidades al flujo por las líneas a

través de generación, con lo cual se determina el grado de contribución que la

generación posee sobre el flujo de una determinada línea, los resultados se

muestran en la Tabla 5-23.

DE HASTA G1 G2 G3

1 2 237,91 0,00 0,00

1 3 152,73 0,00 0,00

2 3 66,44 192,86 0,00

LÍNEAS GENERACIÓN [MW]

Tabla 5-23 Asignación de Generación a los flujos de potencia

Las responsabilidades al flujo por las líneas a través de generación se presentan

en la Tabla 5-25, mediante la utilización de los algoritmos desarrollados en la


DE HASTA G1 G2 G3

1 2 100,00% 0,00% 0,00%

1 3 100,00% 0,00% 0,00%

2 3 25,62% 74,38% 0,00%

LÍNEAS GENERACIÓN [%]

Tabla 5-24 Contribución de Generación a los flujos de potencia

En la Tabla 5-26 se presenta la repartición de costos del escenario uninodal que

para este caso se debe repartir $ 230,08 y en la Tabla 5-27 corresponde a la


89

DE HASTA G1 G2 G3

1 2 72,66 - -

1 3 108,99 - -

1 3 12,41 36,03 -

194,05 36,03 - TOTAL


Tabla 5-25 Repartición de Costos a Generadores, uninodal

DE HASTA G1 G2 G3

1 2 22,03 - -

1 3 80,30 - -

1 3 (0,56) (1,63) -

101,77 (1,63) -




En la Tabla 5-24, se presenta la contribución de Generación a los flujos en la cual

G1 utiliza todas las líneas del sistema; así mismo se identifica que el mayor aporte

de potencia lo realiza a la línea 1-2, G2 aporta a la línea 2-3, G3 no hace uso de

la red del sistema por lo cual no existe contribución. En la Tabla 5-25, se presenta

la proporción de la generación sobre las líneas del sistema, en donde G1 aporta

su totalidad a las líneas 1-2 y 1-3, en la línea 2-3 existe una proporción que se

distribuye en 25,62% de G1 y 74,38% de G2.








101,77 y G2 de $ -1,63, de esta manera se puede apreciar que G1 hace mayor



90


a. Flujos Medios

El criterio de este método consiste en la aportación que tienen los generadores y

las demandas a los flujos de potencia, el cual refleja la proporción de generación

utilizada y demanda consumida, los resultados se muestran en la Tabla 5-28.

DE HASTA G1 G2 G3 D1 D2 D3

1 2 156,19 0,00 0,00 0,00 130,32 50,07

1 3 117,61 0,00 0,00 0,00 0,00 122,67

2 3 39,40 117,29 0,00 0,00 0,00 138,33

DEMANDA [MW]LÍNEAS DEMANDA [MW]

Tabla 5-27 Asignación de Generación y Demanda a los flujos de potencia

La participación de generación y demanda que influyen sobre los flujos, se

presentan en la Tabla 5-29, mediante la utilización de los algoritmos desarrollados

en la herramienta computacional TCP.


1 2 46,40% 0,00% 0,00% 0,00% 38,72% 14,88%

1 3 48,95% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 51,05%

2 3 13,36% 39,76% 0,00% 0,00% 0,00% 46,89%

GENERACIÓN [%] DEMANDA [%]LÍNEAS

Tabla 5-28 Participación de Generación y Demanda a los flujos de potencia

La repartición de costos a través de generación y demanda se presenta en la

Tabla 5-30 en el escenario uninodal y en la Tabla 5-31 en el escenario multinodal.


1 2 33,72 - - - 28,13 10,81

1 3 53,35 - - - - 55,64

1 3 6,47 19,26 - - - 22,71

93,53 19,26 - - 28,13 89,16

GENERACIÓN [USD]

TOTAL

LÍNEAS DEMANDA [USD]

Tabla 5-29 Repartición de Costos a Generadores y Demandas, uninodal

91


1 2 10,22 - - - 8,53 3,28

1 3 39,30 - - - - 40,99

1 3 (0,29) (0,87) - - - (1,03)

49,24 (0,87) - - 8,53 43,25

LÍNEAS GENERACIÓN [USD] DEMANDA [USD]

TOTAL Tabla 5-30 Repartición de Costos a Generadores y Demandas, multinodal


En la Tabla 5-28, se presenta la repartición de generación y demanda a los flujos

en la cual G1 y D3 hacen uso de todas las líneas del sistema, el mayor aporte de

G1 lo realiza a la línea 1-2, D3 recibe el mayor aporte de G1 por la línea 1-2, G3 y

D1 no hacen uso de las líneas de la red. En la Tabla 5-29, se presenta la

proporción de la generación sobre la línea 2-3 que se distribuye en 13,36% de G1

y 39,76% de G2, G3 no tiene aportación por ser la que menos genera y de la

demanda sobre la línea 1-2 en 38,72% de D2 y 14,88% de D3.


se presenta la distribución que se tiene por el uso de la red, esto es G1 de $ 93,53

y G2 de $ 19,26, de esta manera se puede apreciar que G1 hace mayor uso de la

red por tal motivo es quien paga más, G2 paga por el uso exclusivo de la línea 1-3

y G3 no paga por el motivo antes mencionado, D2 de $ 28,13, D3 de $ 89,16 y D1

no paga por el motivo antes mencionado.



49,24 y G2 de $ -0,87, de esta manera se puede apreciar que G1 hace mayor uso

de la red por tal motivo es quien paga más, G2 paga por el uso exclusivo de la

línea 1-3 y G3 no paga por el motivo antes mencionado, D2 de $ 8,53, D3 de $

43,25 y D1 no paga por el motivo antes mencionado.

92


Este método basa su criterio en la proporción de generación y demanda en cada

barra frente al total de generación y demanda que presenta el sistema, los


BARRAS GENERACIÓN [MW] DEMANDA [MW] GENERACIÓN [%] DEMA NDA [%] TOTAL [%]

1 477,06 200,00 21,56% 9,04% 30,60%

2 400,00 400,00 18,08% 18,08% 36,15%

3 235,78 500,00 10,66% 22,60% 33,25%

TOTAL 1112,84 1100,00 50% 50% 100% Tabla 5-31 Asignación de Generación y Demanda a los flujos de potencia

La repartición de costos a través de generación y demanda se presenta en la

Tabla 5-33 en el escenario uninodal y en la Tabla 5-34 en el escenario multinodal,

mediante la utilización de los algoritmos desarrollados en la herramienta

computacional TCP.

BARRAS GENERACIÓN [USD] DEMANDA [USD]

1 49,60 20,80

2 41,59 41,59

3 24,52 51,99

TOTAL 115,71 114,37 Tabla 5-32 Repartición de Costos a Generadores y Demandas, uninodal

BARRAS GENERACIÓN [USD] DEMANDA [USD]

1 21,59 9,05

2 18,10 18,10

3 10,67 22,63

TOTAL 50,36 49,78 Tabla 5-33 Repartición de Costos a Generadores y Demandas, multinodal



la medida de uso de la red, sino que lo hace socializando la generación y

demanda total del sistema. Por ello G1 se le asigna mayor proporción que a las

93

otras generaciones (G2 y G3), pues la potencia generada en el nodo 1 representa

el 21,56%, en el nodo 2 es del 18,08% y en el nodo 3 del 10,66%, por otro lado

D3 se le asigna mayor proporción que a las otras demandas (D1 y D2), debido a

que la potencia consumida en el nodo 1 representa el 9,04%, en el nodo 2 es del

36,60% y en el nodo 3 del 33,25%.


se presenta la distribución que tienen los generadores y demandas, esto es G1 de

$ 49,60 y D1 de $ 20,80, G2 y D2 de $ 41,59 y G3 de $ 24,52 y D3 de $ 51,99.

De esta manera se puede apreciar que G2 y D2 son los que pagan por tener igual

generación y demanda en la barra con 400 [MW].


34 se presenta la distribución que tienen los generadores y demandas, esto es G1

de $ 21,59 y D1 de $ 9,05, G2 y D2 de $ 18,10 y G3 de $ 10,67 y D3 de $ 22,63.

c. Factores de Distribución GGLDF

Este método basa su criterio de asignar responsabilidades al flujo por las líneas a

través de generación y demanda, con lo cual se determina el grado de

contribución que la generación y la demanda posee sobre el flujo de una

determinada línea, los resultados se muestran en la Tabla 5-35.


1 2 255,15 0,00 0,00 0,00 77,20 53,64

1 3 178,45 12,47 0,00 0,00 8,75 53,79

2 3 168,92 278,78 0,00 0,00 0,00 144,02

DEMANDA [MW]LÍNEAS GENERACIÓN [MW]

Tabla 5-34 Asignación de Generación y Demanda a los flujos de potencia

Las responsabilidades al flujo por las líneas a través de generación y demanda se

presentan en la Tabla 5-36, mediante la utilización de los algoritmos desarrollados

en la herramienta computacional TCP.

94


1 2 66,10% 0,00% 0,00% 0,00% 20,00% 13,90%

1 3 70,41% 4,92% 0,00% 0,00% 3,45% 21,22%

2 3 28,55% 47,11% 0,00% 0,00% 0,00% 24,34%

LÍNEAS GENERACIÓN [%] DEMANDA [%]

Tabla 5-35 Contribución de Generación y Demanda a los flujos de potencia





1 2 48,03 - - - 14,53 10,10

1 3 76,73 5,36 - - 3,76 23,13

1 3 13,83 22,82 - - - 11,79

138,59 28,18 - - 18,29 45,02


TOTAL

DEMANDA [USD]

Tabla 5-36 Repartición de Costos a Generadores y Demandas, uninodal


1 2 14,56 - - - 4,41 3,06

1 3 56,53 3,95 - - 2,77 17,04

1 3 (0,62) (1,03) - - - (0,53)

70,47 2,92 - - 7,18 19,57

LÍNEAS GENERACIÓN [USD] DEMANDA [USD]

TOTAL Tabla 5-37 Repartición de Costos a Generadores y Demandas, multinodal


En la Tabla 5-35, se presenta la contribución de Generación y Demanda a los

flujos en la cual G1 utiliza todas las líneas del sistema; así mismo se identifica que

el mayor aporte de potencia lo realiza a la línea 1-2, G2 aporta a la línea 2-3, G3

no hace uso de la red del sistema por lo cual no existe contribución, la D1

tampoco hace uso de la red del sistema por lo que no tiene contribución, D2 hace

uso de la línea 1-2 y D3 utiliza todas las líneas del sistema siendo la línea 2-3 la

que recibe mayor aportación. En la Tabla 5-36, se presenta la proporción de la

generación y demanda sobre las líneas del sistema, en donde G1 aporta con

95

mayor porcentaje a la línea 1-3 con 70,41% y D3 en la línea 2-3 con 24,34%. Sin

embargo, G3 y D1 no tienen contribución por no hacer uso de la red.





la línea 1-3 y G3 y D1 no paga por el motivo antes mencionado, D2 de $ 18,29 y

D3 de $ 45,02 de igual manera se puede dar cuenta que D3 hace mayor uso de la

red por eso paga más.



70,47 y G2 de $ 2,92, D2 de $ 7,18 y D3 de $ 19,57 y G3 y D3 no paga por el

motivo antes mencionado.

Entre Demandas

a. Flujos Netos

El criterio de este método consiste en la aportación que tienen las demandas a los

flujos de potencia, el cual refleja la proporción de demanda consumida, los


DE HASTA D1 D2 D3

1 2 0 130,74 49,814

1 3 0 0 123,57

2 3 0 0 137,94

LÍNEAS DEMANDA [MW]

Tabla 5-38 Asignación de Demanda a los flujos de potencia

La proporción de demanda que influye sobre los flujos, se presenta en la Tabla 5-

40, mediante la utilización de los algoritmos desarrollados en la herramienta

computacional TCP.

96

DE HASTA D1 D2 D3

1 2 0,00% 72,41% 27,59%

1 3 0,00% 0,00% 100,00%

2 3 0,00% 0,00% 100,00%

LÍNEAS DEMANDA [%]

Tabla 5-39 Participación de Demanda a los flujos de potencia

La repartición de costos a través de demanda se presenta en la Tabla 5-41 en el

escenario uninodal y en la Tabla 5-42 en el escenario multinodal.

DE HASTA D1 D2 D3

1 2 - 52,61 20,05

1 3 - - 108,99

1 3 - - 48,44

- 52,61 177,47

DEMANDA [USD]

TOTAL

LÍNEAS

Tabla 5-40 Repartición de Costos a Demandas, uninodal

DE HASTA D1 D2 D3

1 2 - 15,95 6,08

1 3 - - 80,30

1 3 - - (2,19)

- 15,95 84,19


TOTAL Tabla 5-41 Repartición de Costos Demandas, multinodal


En la Tabla 5-39, se presenta la asignación de pérdidas a las demandas a través

de los flujos en la cual D3 hace uso de todas las líneas del sistema, sin embargo,

el mayor aporte de recibido lo realiza a través de la línea 1-3 y 2-3, D2 recibe

aporte de la línea 1-2, D1 no hace uso de la red de transporte por que la

generación asociada a la barra le suple directamente. En la Tabla 5-40, se

presenta la proporción de la demanda en la línea 1-2 que se distribuye en 72,41%

de D2 y 27,59% de D3, D1 no tiene aportación a través de ésta línea.

97


se presenta la distribución que se tiene por el uso de la red, esto es D2 de $

52,61, D3 de $ 177,47 y D1 no tiene afectación por no hacer uso de la red.


42 se presenta la distribución que se tiene por el uso de la red, esto es D2 de $

15,95, D3 de $ 84,19 y D1 no tiene afectación por el mismo motivo descrito en el

acápite anterior.

b. Estampilla postal

Este método basa su criterio en la proporción de demanda en cada barra frente al

total de demanda que presenta el sistema, los resultados se muestran en la Tabla

5-43.

BARRAS DEMANDA [MW] DEMANDA [%]

1 200,00 18,18%

2 400,00 36,36%

3 500,00 45,45%

TOTAL 1100,00 100,00% Tabla 5-42 Asignación de Demanda a los flujos de potencia

La repartición de costos a través de demanda se presenta en la Tabla 5-44 en el

escenario uninodal y en la Tabla 5-45 en el escenario multinodal, mediante la

utilización de los algoritmos desarrollados en la herramienta computacional TCP.

BARRAS DEMANDA [USD]

1 41,83

2 83,67

3 104,58

TOTAL 230,08 Tabla 5-43 Repartición de Costos a Demandas, uninodal

98

BARRAS DEMANDA [USD]

1 18,21

2 36,42

3 45,52

TOTAL 100,14 Tabla 5-44 Repartición de Costos a Demandas, multinodal



la medida de uso de la red, sino que lo hace socializando la demanda total del

sistema. Por ello D3 se le asigna mayor proporción que a las otras demandas (D1

y D2), pues la demanda en el nodo 1 representa el 18,18%, D2 en el nodo 2 el

36,36% y D3 en el nodo 3 el 45,45%.


se presenta la distribución que tienen las demandas, esto es D1 de $ 41,83, D2

de $ 83,67 y D3 de $ 104,58. De esta manera se puede apreciar que D3 por tener

mayor consumo es quien paga más.


45 se presenta la repartición que tienen las demandas, esto es D1 de $ 18,21, D2

de $ 36,42 y D3 de $ 45,52.

c. Factores de Distribución GLDF

Este método basa su criterio de contribuir responsabilidades al flujo por las líneas

a través de la demanda, con lo cual se determina el grado de participación que la

demanda consume del flujo de una determinada línea, los resultados se muestran

en la Tabla 5-46.

99

DE HASTA D1 D2 D3

1 2 0,00 120,61 107,91

1 3 0,00 52,28 108,21

2 3 1,61 0,00 289,73

LÍNEAS DEMANDA [MW]

Tabla 5-45 Asignación de Demanda a los flujos de potencia

Las responsabilidades al flujo por las líneas a través de demanda se presentan en

la Tabla 5-47, mediante la utilización de los algoritmos desarrollados en la


DE HASTA D1 D2 D3

1 2 0,00% 52,78% 47,22%

1 3 0,00% 32,58% 67,42%

2 3 0,55% 0,00% 99,45%

DEMANDA [%]LÍNEAS

Tabla 5-46 Contribución de Demanda a los flujos de potencia




DE HASTA D1 D2 D3

1 2 - 38,35 34,31

1 3 - 35,50 73,48

2 3 0,27 - 48,17

0,27 73,85 155,96


TOTAL Tabla 5-47 Repartición de Costos a Demandas, uninodal

DE HASTA D1 D2 D3

1 2 - 11,63 10,40

1 3 - 26,16 54,14

2 3 (0,01) - (2,17)

(0,01) 37,79 62,37


TOTAL Tabla 5-48 Repartición de Costos a Demandas, multinodal

100


En la Tabla 5-46, se presenta la contribución de demanda a los flujos en la cual

D3 utiliza todas las líneas del sistema; así mismo se identifica que el mayor

consumo se lo realiza en línea 1-3, D2 consume a través de la línea 1-2, D1 no

hace mayor uso de la red excepto por la línea 2-3 sin embargo no presenta una

aportación tan representativa al flujo. En la Tabla 5-47, se presenta la proporción

de la demanda sobre las líneas del sistema, en donde D3 aporta su totalidad a la

línea 2-3, en la línea 1-2 existe una proporción que se distribuye en 52,78% de D2

y 47,22% de D3.


se presenta la distribución que se tiene por el uso de la red, esto es D3 de $

155,96, D2 de $ 73,85 y D1 de $ 0,27 de esta manera se puede apreciar que D3

hace mayor consumo de la red por tal motivo es quien paga más, D2 paga por el

uso equitativo de las líneas 1-2 y 1-3 y D1 paga menos por que el uso que hace a

través de la línea 2-3 que es muy pequeña.


49 se presenta la distribución que se tiene por el uso de la red, esto es D3 de $

62,37, D2 de $ 37,79 y D1 de $ -0,01 de esta manera se puede apreciar que D3

hace mayor consumo de la red por tal motivo es quien paga más, D2 paga por el

uso de las líneas 1-2 y 1-3 y D1 paga menos por que el uso que hace a través de

la línea 2-3 que es muy pequeña.

Análisis de Resultados Aplicando los Métodos de Cos tos:

Como puede verse en las figuras siguientes 5-2 y 5-3, se presenta la repartición

de costos en los escenarios uninodal y multinodal de los métodos de acuerdo al

agente que está participando en el sistema eléctrico. La participación que se tiene

es: G1 tiene mayor repartición a través del método de Bialek Flujos Gruesos

(BFG) para generación y por medio del método de Factores de Distribución

(GGLDF) para generación y demanda, G2 por medio del método de Estampilla

101

Postal es quien más participa en la repartición tanto para generación como para

generación y demanda, G3 solo tiene participación por medio del método de

Estampilla Postal debido a que este método no hace uso de la red sino que

socializa el aporte de despacho que tiene, D1 tiene mayor participación mediante

el método de Estampilla Postal para generación y demanda y para demanda, D2

por medio del método de Estampilla Postal tiene mayor repartición de costo para

generación y demanda y de la misma forma para demanda y D3 tiene mayor

participación a través del método de Bialek Flujos Medios (BFM) para generación

y demanda y el método de Bialek Flujos Netos (BFN) para demanda.

-

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

BFG EPG GGDF BFM EPGD GGLDF BFN EPD GLDF

GENERACIÓN GENERACIÓN Y DEMANDA

DEMANDA

G1 195,32 98,63 194,05 93,53 49,60 138,59 - - -

G2 34,76 82,70 36,03 19,26 41,59 28,18 - - -

G3 - 48,75 - - 24,52 - - - -

D1 - - - - 20,80 - - 41,83 0,27

D2 - - - 28,13 41,59 18,29 52,61 83,67 73,85

D3 - - - 89,16 51,99 45,02 177,47 104,58 155,96

TOTAL 230,08 230,08 230,08 230,08 230,08 230,08 230,08 230,08 230,08

[US

D]

Figura 5-2 Aportación de cada método para cada agente, uninodal

102

(20,00)

-

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

120,00


GENERACIÓN GENERACIÓN Y DEMANDA DEMANDA

G1 101,71 42,93 101,77 49,24 21,59 70,47 - - -

G2 (1,57) 36,00 (1,63) (0,87) 18,10 2,92 - - -

G3 - 21,22 - - 10,67 - - - -

D1 - - - - 9,05 - - 18,21 (0,01)

D2 - - - 8,53 18,10 7,18 15,95 36,42 37,79

D3 - - - 43,25 22,63 19,57 84,19 45,52 62,37

TOTAL 100,14 100,14 100,14 100,14 100,14 100,14 100,14 100,14 100,14

[US

D]

Figura 5-3 Aportación de cada método para cada agente, multinodal

5.1.2. ONCE NODOS

El sistema de prueba de once nodos se muestra en la Figura 5-7. Es una red

tomada de la referencia [9]. Sus parámetros técnicos – económicos se presentan

en tablas en el Anexo B de este documento.

103

Figura 5-4 Sistema de Once Nodos

Los flujos por las líneas, datos de generación y demandas correspondientes a

este sistema son los resultados del despacho económico que se ejecutó mediante

la herramienta computacional TCP y son los que se muestran en las siguientes

tablas.

Flujo(ij) Flujo(ji) Pérdidas(ij) Anualidad[ MW ] [ MW ] [ MW ] [ USD ]

01. MOLINO 02. MILAGRO 311,24 -301,55 9,69 69,82 01. MOLINO 04. PASCUALES 271,09 -263,74 7,35 95,07 01. MOLINO 09. TOTORAS 106,93 -104,64 2,29 53,19 01. MOLINO 11. RIOBAMBA 125,64 -122,48 3,16 80,21 02. MILAGRO 04. PASCUALES 163,24 -161,91 1,33 26,69 03. TRINITARIA 04. PASCUALES 8,90 -8,90 0,00 16,72 04. PASCUALES 05. QUEVEDO 81,91 -81,24 0,67 73,89 05. QUEVEDO 06. SANTO DOMINGO 120,81 -119,35 1,46 52,91 06. SANTO DOMINGO 10. SANTA ROSA 25,51 -25,48 0,03 43,36 07. JAMONDINO 08. POMASQUI 220,00 -215,16 4,84 113,19 08. POMASQUI 10. SANTA ROSA 220,00 -217,58 2,42 24,44 09. TOTORAS 10. SANTA ROSA 298,09 -293,64 4,44 57,87 09. TOTORAS 11. RIOBAMBA -38,36 38,36 0,00 22,36

De(i) Hasta(j)

Tabla 5-49 Flujos de potencia activa y costos fijos (anualidad) del Sistema de once nodos

104

Generación Demanda[ MW ] [ MW ]

01. MOLINO 968,40 153,50 0,94502. MILAGRO 130,00 278,00 0,99603. TRINITARIA 131,00 122,10 1,00804. PASCUALES 167,88 529,20 1,00805. QUEVEDO 200,40 161,50 1,01806. SANTO DOMINGO 10,00 105,30 1,03707. JAMONDINO 220,00 0,00 0,97008. POMASQUI 0,00 0,00 1,01409. TOTORAS 222,80 70,00 1,00110. SANTA ROSA 20,80 564,40 1,03611. RIOBAMBA 0,00 49,60 1,000

Barra Factor Nodal

Tabla 5-50 Datos de Generación, Demanda y Factor Nodal del Sistema de Once nodos

Lambda System [USD/MWh] 70,35 Potencia generada [MW] 2.071,28 Demanda [MW] 2.033,60 Pérdidas totales [MW] 37,68


Tabla 5-51 Datos de Resultados Generales de Despacho Económico

5.1.2.1. Pérdidas

El procedimiento para la presentación de resultados se considera el mismo

utilizado en el análisis del sistema de prueba de tres nodos. Adicionalmente, la

asignación de pérdidas para cada agente se presenta en el Anexo C.

En las siguientes secciones se presentan los resultados de liquidaciones

obtenidas en cada uno de los métodos aplicados.

Entre Generadores

a. Flujos Netos

105

PRECIO GENERACIÓN PRECIO DEMANDA COBROS PAGOS

[USD/MWh] [USD/MWh] [USD] [USD]

01. MOLINO 67,43 70,35 65.302,80 10.798,73

02. MILAGRO 73,61 70,35 9.569,72 19.557,30

03. TRINITARIA 72,20 70,35 9.457,92 8.589,74

04. PASCUALES 71,67 70,35 12.032,17 37.229,22

05. QUEVEDO 70,26 70,35 14.080,61 11.361,53

06. SANTO DOMINGO 74,17 70,35 741,67 7.407,86

07. JAMONDINO 68,12 0,00 14.985,40 -

08. POMASQUI 0,00 0,00 - -

09. TOTORAS 69,19 70,35 15.414,79 4.924,50

10. SANTA ROSA 71,09 70,35 1.478,68 39.705,54

11. RIOBAMBA 0,00 70,35 - 3.489,36

143.063,76 143.063,76 TOTAL

Barra

Tabla 5-52 Liquidación con Factores Netos


En la Tabla C-1-9 (Ver Anexo C), se muestra que se ha asignado 37,68 [MW] de

pérdidas siendo en la barra de Molino quien asume mayores pérdidas por ser

quien aporta con más potencia al sistema con 40,14 [MW], en la barra de

Jamondino con 6,99 [MW] y en la barra de Totoras con 3,68 [MW] con lo cual se

están distribuyendo en estas barras las pérdidas.

En la Tabla 5-57, se observa que se cumple nuevamente que los factores netos

son menores que uno con lo cual a quien se le da más pérdidas está ubicado en

la barra de Molino, se cumple el principio de mantener intactas a las demandas,

en esta misma Tabla se muestra que existe un cierre financiero del mercado.


a. Flujos Medios

106

PRECIO GENERACIÓN PRECIO DEMANDA COBROS PAGOS

[USD/MWh] [USD/MWh] [USD] [USD]

01. MOLINO 68,70 70,35 66.533,59 10.798,73

02. MILAGRO 69,26 68,82 9.004,27 19.132,60

03. TRINITARIA 70,31 70,35 9.210,54 8.589,74

04. PASCUALES 69,75 68,95 11.710,04 36.490,51

05. QUEVEDO 69,88 69,78 14.003,99 11.269,49

06. SANTO DOMINGO 69,87 69,05 698,68 7.270,88

07. JAMONDINO 69,92 0,00 15.383,03 -

08. POMASQUI 0,00 0,00 - -

09. TOTORAS 69,37 72,73 15.454,89 5.091,25

10. SANTA ROSA 69,92 70,83 1.454,40 39.975,54 11. RIOBAMBA 0,00 97,47 - 4.834,71

143.453,42 143.453,42 TOTAL

Barra

Tabla 5-53 Liquidación con Factores Medios


En la Tabla C-1-10 (Ver Anexo C), se detalla la asignación de pérdidas (de 37,68

[MW]) en el cual se identifica que en la barra Molino se posee las más altas

pérdidas por parte de la generación con 22,65 [MW] y de igual manera la D10

ubicada en la barra Santa Rosa con 3,84 [MW] con lo cual se cumple la

distribución a la generación y demanda y se considera la asignación a quien más

genere y también a quien más consuma.

En la Tabla 5-58, se muestra que los factores medios también tienen relación esto

que el peso en la barra Molino es el menor con lo cual se asigna mayores

pérdidas al agente (es) asociados a esta barra y en la barra Riobamba se tiene el

mayor peso debido a que como es una barra pura de demanda asume con todas

las pérdidas. En esta misma Tabla se puede constatar que existe un cierre

financiero.

Entre Demandas

a. Flujos Gruesos

107


01. MOLINO 70,35 71,50 68.126,94 10.974,56

02. MILAGRO 70,35 72,38 9.145,50 20.120,33

03. TRINITARIA 70,35 70,33 9.215,85 8.587,79

04. PASCUALES 70,35 71,94 11.810,23 38.068,39

05. QUEVEDO 70,35 71,17 14.098,14 11.493,67

06. SANTO DOMINGO 70,35 72,00 703,50 7.581,69

07. JAMONDINO 70,35 0,00 15.477,00 -

08. POMASQUI 0,00 0,00 - -

09. TOTORAS 70,35 71,66 15.673,98 5.016,45

10. SANTA ROSA 70,35 71,08 1.463,28 40.116,41 11. RIOBAMBA 0,00 75,71 - 3.755,13

145.714,42 145.714,42

Barra

TOTAL Tabla 5-54 Liquidación con Factores Gruesos


En la Tabla C-1-11 (Ver Anexo C), se muestra la asignación de pérdidas del

sistema siendo de 37,68 [MW] a ser distribuidas a las demandas, en la barra

Pascuales se tiene la mayor asignación de pérdidas con 11,93 [MW], luego están

en la barra Milagro con 8,00 [MW] y en la barra Santa Rosa también existe una

considerable asignación de pérdidas.

En la Tabla 5-59, se identifica que el factor grueso con mayor incidencia se

encuentra en la barra Riobamba y también en la barra Milagro, con lo cual se

considera dos puntos importantes la primera es si es un nodo puramente de

demanda o si en esa barra la demanda es mucho mayor a la generación esto

implica que los factores sean mucho más grandes que los demás que tienen en

parte equilibrada la demanda con la generación.

b. Método de Prorrateo


01. MOLINO 70,35 71,65 68.126,94 10.998,80

02. MILAGRO 70,35 71,65 9.145,50 19.919,65

03. TRINITARIA 70,35 71,65 9.215,85 8.748,88

04. PASCUALES 70,35 71,65 11.810,23 37.919,00

Barra

108

03. TRINITARIA 70,35 71,65 9.215,85 8.748,88

04. PASCUALES 70,35 71,65 11.810,23 37.919,00

05. QUEVEDO 70,35 71,65 14.098,14 11.572,03

06. SANTO DOMINGO 70,35 71,65 703,50 7.545,11

07. JAMONDINO 70,35 0,00 15.477,00 -

08. POMASQUI 0,00 0,00 - -

09. TOTORAS 70,35 71,65 15.673,98 5.015,74

10. SANTA ROSA 70,35 71,65 1.463,28 40.441,20

11. RIOBAMBA 0,00 71,65 - 3.554,01

145.714,42 145.714,42 TOTAL Tabla 5-55 Liquidación con Factores Prorrata


En la Tabla C-1-12 (Ver Anexo C), se muestra la asignación de las pérdidas de

acuerdo a las demandas del sistema para cubrir las totales que son de 37,68

[MW], por tal motivo se identifica que la demanda en la barra Santa Rosa en quien

más aporta con el 27,75% y la demanda ubicada en la barra Pascuales quien

aporta con el 26,02%. De esta manera se comprueba que este método no

considera a la red de transporte para asignar las pérdidas.

En la Tabla 5-61, se presenta el cierre financiero en el que se considera que los

factores prorrata son iguales para todas las demandas, de igual manera se

mantiene el factor para la generación constante e igual a uno con lo cual se

garantiza poder obtener el cierre antes mencionado.

5.1.2.2. Costos

El procedimiento para la presentación de resultados se considera el mismo

utilizado en el análisis del sistema de prueba de tres nodos. Adicionalmente, la

asignación de costos para cada agente se presenta en el Anexo C.

En las siguientes secciones se presentan los resultados de las reparticiones a los

agentes en cada uno de los métodos aplicados. Por otra parte, no se realizará el

análisis por cada método sino que se evaluará en el capítulo siguiente;

adicionalmente, la comparación entre agentes y métodos se presenta en el Anexo

C.

109

Entre Generadores

a. Flujos Gruesos

G1 G2 G3 G4 G5 G6 G7 G9 G10

01. MOLINO 02. MILAGRO 69,82 - - - - - - - - - -

01. MOLINO 04. PASCUALES 95,07 - - - - - - - - - -

01. MOLINO 09. TOTORAS 53,19 - - - - - - - - - -

01. MOLINO 11. RIOBAMBA 80,21 - - - - - - - - - -

02. MILAGRO 04. PASCUALES 18,83 7,86 - - - - - - - - -

03. TRINITARIA 04. PASCUALES - - 16,72 - - - - - - - -

04. PASCUALES 05. QUEVEDO 46,73 5,91 1,07 20,18 - - - - - - -

05. QUEVEDO 06. SANTO DOMINGO 9,85 1,25 0,23 4,25 37,33 - - - - - -

06. SANTO DOMINGO 10. SANTA ROSA 7,46 0,94 0,17 3,22 28,27 3,29 - - - - -

07. JAMONDINO 08. POMASQUI - - - - - - 113,19 - - - -

08. POMASQUI 10. SANTA ROSA - - - - - - 24,44 - - - -

09. TOTORAS 10. SANTA ROSA 22,93 - - - - - - - 34,93 - -

09. TOTORAS 11. RIOBAMBA 8,86 - - - - - - - 13,50 - -

412,95 15,96 18,18 27,65 65,61 3,29 137,63 - 48,43 - - TOTAL

De(i) Hasta(j)GENERACIÓN [USD]


G1 G2 G3 G4 G5 G6 G7 G9 G10

01. MOLINO 02. MILAGRO (611,67) - - - - - - - - - -

01. MOLINO 04. PASCUALES (421,94) - - - - - - - - - -

01. MOLINO 09. TOTORAS (107,69) - - - - - - - - - -

01. MOLINO 11. RIOBAMBA (141,87) - - - - - - - - - -

02. MILAGRO 04. PASCUALES (47,29) (19,75) - - - - - - - - -



05. QUEVEDO 06. SANTO DOMINGO (9,27) (1,17) (0,21) (4,00) (35,12) - - - - - -


07. JAMONDINO 08. POMASQUI - - - - - - (227,31) - - - -

08. POMASQUI 10. SANTA ROSA - - - - - - (145,80) - - - -

09. TOTORAS 10. SANTA ROSA (100,94) - - - - - - - (153,74) - -

09. TOTORAS 11. RIOBAMBA 8,86 - - - - - - - 13,50 - -

(1.407,86) (17,90) 17,05 6,34 (8,34) 3,12 (373,11) - (140,25) - -




GENERACIÓN

[USD]

01. MOLINO 341,17

02. MILAGRO 45,80

03. TRINITARIA 46,15

04. PASCUALES 59,14

05. QUEVEDO 70,60

06. SANTO DOMINGO 3,52

07. JAMONDINO 77,51

BARRAS

110

08. POMASQUI -

09. TOTORAS 78,49

10. SANTA ROSA 7,33

11. RIOBAMBA -

TOTAL 729,71 Tabla 5-58 Repartición de Costos a Generadores, uninodal

GENERACIÓN

[USD]

01. MOLINO (898,12)

02. MILAGRO (120,57)

03. TRINITARIA (121,49)

04. PASCUALES (155,69)

05. QUEVEDO (185,86)

06. SANTO DOMINGO (9,27)

07. JAMONDINO (204,03)

08. POMASQUI -

09. TOTORAS (206,63)

10. SANTA ROSA (19,29)

11. RIOBAMBA -

TOTAL (1.920,95)

BARRAS

Tabla 5-59 Repartición de Costos a Generadores, multinodal

c. Factores de Distribución GGDF

G1 G2 G3 G4 G5 G6 G7 G9 G10

01. MOLINO 02. MILAGRO 57,36 - - - - 0,10 4,39 - 7,55 0,42 -

01. MOLINO 04. PASCUALES 80,41 - - - - 0,05 4,60 - 9,57 0,44 -

01. MOLINO 09. TOTORAS 41,81 3,90 3,28 4,20 - - - - - - -

01. MOLINO 11. RIOBAMBA 62,56 5,98 5,10 6,54 0,03 - - - - - -

02. MILAGRO 04. PASCUALES 17,97 7,61 - - - - - - 1,12 - -



05. QUEVEDO 06. SANTO DOMINGO 17,40 4,88 5,89 7,55 17,20 - - - - - -


07. JAMONDINO 08. POMASQUI - - - - - - 113,19 - - - -

08. POMASQUI 10. SANTA ROSA - - - - - - 24,44 - - - -

09. TOTORAS 10. SANTA ROSA 33,59 2,75 2,10 2,69 - - - - 16,74 - -

09. TOTORAS 11. RIOBAMBA 18,25 1,50 1,14 1,47 - - - - - - -

379,56 39,56 49,64 42,19 34,94 1,38 146,62 - 34,98 0,85 - TOTAL



G1 G2 G3 G4 G5 G6 G7 G9 G10

01. MOLINO 02. MILAGRO (502,54) - - - - (0,88) (38,46) - (66,15) (3,64) -

01. MOLINO 04. PASCUALES (356,89) - - - - (0,23) (20,42) - (42,47) (1,93) -

01. MOLINO 09. TOTORAS (84,65) (7,90) (6,64) (8,51) - - - - - - -

01. MOLINO 11. RIOBAMBA (110,64) (10,58) (9,03) (11,57) (0,06) - - - - - -

02. MILAGRO 04. PASCUALES (45,12) (19,12) - - - - - - (2,80) - -





111




07. JAMONDINO 08. POMASQUI - - - - - - (227,31) - - - -

08. POMASQUI 10. SANTA ROSA - - - - - - (145,80) - - - -

09. TOTORAS 10. SANTA ROSA (147,84) (12,09) (9,23) (11,83) - - - - (73,69) - -

09. TOTORAS 11. RIOBAMBA 18,25 1,50 1,14 1,47 - - - - - - -

(1.222,80) (45,70) (3,92) (26,45) 0,54 0,05 (432,00) - (185,11) (5,57) - TOTAL Tabla 5-61 Repartición de Costos a Generadores, multinodal


a. Flujos Medios

G1 G2 G3 G4 G5 G6 G7 G9 G10 D1 D2 D3 D4 D5 D6 D9 D10 D11

01. MOLINO 02. MILAGRO 35,53 - - - - - - - - - - 5,57 6,92 - 11,82 1,04 0,62 - - 1,09 4,74 2,49

01. MOLINO 04. PASCUALES 48,37 - - - - - - - - - - 7,58 9,43 - 16,09 1,42 0,84 - - 1,49 6,45 3,39

01. MOLINO 09. TOTORAS 27,06 - - - - - - - - - - 4,24 5,27 - 9,00 0,79 0,47 - - 0,83 3,61 1,90

01. MOLINO 11. RIOBAMBA 40,82 - - - - - - - - - - 6,39 7,95 - 13,58 1,20 0,71 - - 1,26 5,44 2,86

02. MILAGRO 04. PASCUALES 11,41 2,15 - - - - - - - - - - 8,31 - 4,18 0,37 0,22 - - - 0,05 -

03. TRINITARIA 04. PASCUALES - - 8,36 - - - - - - - - - - 7,79 0,49 0,04 0,03 - - - 0,01 -

04. PASCUALES 05. QUEVEDO 28,07 1,60 0,09 7,65 - - - - - - - - - - 31,64 2,79 1,66 - - - 0,40 -

05. QUEVEDO 06. SANTO DOMINGO 10,88 0,62 0,03 2,97 12,19 - - - - - - - - - - 15,08 8,98 - - - 2,16 -

06. SANTO DOMINGO 10. SANTA ROSA 8,71 0,50 0,03 2,37 9,76 0,52 - - - - - - - - - - 17,30 - - - 4,16 -

07. JAMONDINO 08. POMASQUI - - - - - - 57,08 - - - - - - - - - - - - - 56,11 -

08. POMASQUI 10. SANTA ROSA - - - - - - 12,33 - - - - - - - - - - - - - 12,12 -

09. TOTORAS 10. SANTA ROSA 18,56 - - - - - - - 10,77 - - - - - - - - - - 5,49 23,05 -

09. TOTORAS 11. RIOBAMBA 7,17 - - - - - - - 4,16 - - - - - - - - - - 2,12 8,91 -

236,57 4,87 8,51 12,99 21,95 0,52 69,41 - 14,93 - - 23,78 37,89 7,79 86,80 22,72 30,83 - - 12,28 127,22 10,65


TOTAL

DEMANDAS [USD]

Tabla 5-62 Repartición de Costos a Generadores y a Demandas, uninodal


01. MOLINO 02. MILAGRO (311,24) - - - - - - - - - - (48,76) (60,66) - (103,55) (9,12) (5,43) - - (9,57) (41,52) (21,83)

01. MOLINO 04. PASCUALES (214,70) - - - - - - - - - - (33,64) (41,84) - (71,43) (6,29) (3,74) - - (6,60) (28,64) (15,06)

01. MOLINO 09. TOTORAS (54,80) - - - - - - - - - - (8,58) (10,68) - (18,23) (1,61) (0,96) - - (1,69) (7,31) (3,84)

01. MOLINO 11. RIOBAMBA (72,19) - - - - - - - - - - (11,31) (14,07) - (24,02) (2,12) (1,26) - - (2,22) (9,63) (5,06)

02. MILAGRO 04. PASCUALES (28,65) (5,41) - - - - - - - - - - (20,88) - (10,50) (0,92) (0,55) - - - (0,13) -

03. TRINITARIA 04. PASCUALES - - 8,36 - - - - - - - - - - 7,79 0,49 0,04 0,03 - - - 0,01 -

04. PASCUALES 05. QUEVEDO 10,14 0,58 0,03 2,76 - - - - - - - - - - 11,43 1,01 0,60 - - - 0,14 -

05. QUEVEDO 06. SANTO DOMINGO (10,24) (0,58) (0,03) (2,79) (11,47) - - - - - - - - - - (14,19) (8,44) - - - (2,03) -

06. SANTO DOMINGO 10. SANTA ROSA 8,25 0,47 0,03 2,25 9,24 0,50 - - - - - - - - - - 16,39 - - - 3,94 -

07. JAMONDINO 08. POMASQUI - - - - - - (114,63) - - - - - - - - - - - - - (112,68) -

08. POMASQUI 10. SANTA ROSA - - - - - - (73,53) - - - - - - - - - - - - - (72,28) -

09. TOTORAS 10. SANTA ROSA (81,67) - - - - - - - (47,39) - - - - - - - - - - (24,15) (101,47) -

09. TOTORAS 11. RIOBAMBA 7,17 - - - - - - - 4,16 - - - - - - - - - - 2,12 8,91 -

(747,92) (4,94) 8,39 2,22 (2,23) 0,50 (188,15) - (43,23) - - (102,29) (148,12) 7,79 (215,80) (33,19) (3,37) - - (42,11) (362,68) (45,80)

De(i) Hasta(j)GENERACIÓN [USD] DEMANDAS [USD]

TOTAL Tabla 5-63 Repartición de Costos a Generadores y a Demandas, multinodal


GENERACIÓN DEMANDA

[USD] [USD]

01. MOLINO 172,15 27,29

02. MILAGRO 23,11 49,42

03. TRINITARIA 23,29 21,71

04. PASCUALES 29,84 94,07

05. QUEVEDO 35,62 28,71

06. SANTO DOMINGO 1,78 18,72

07. JAMONDINO 39,11 -

08. POMASQUI - -

09. TOTORAS 39,61 12,44

BARRAS

112

10. SANTA ROSA 3,70 100,33

11. RIOBAMBA - 8,82

TOTAL 368,20 361,50 Tabla 5-64 Repartición de Costos a Generadores y a Demandas, uninodal

GENERACIÓN DEMANDA

[USD] [USD]

01. MOLINO (453,18) (71,83)

02. MILAGRO (60,84) (130,10)

03. TRINITARIA (61,30) (57,14)

04. PASCUALES (78,56) (247,65)

05. QUEVEDO (93,78) (75,58)

06. SANTO DOMINGO (4,68) (49,28)

07. JAMONDINO (102,95) -

08. POMASQUI - -

09. TOTORAS (104,26) (32,76)

10. SANTA ROSA (9,73) (264,12)

11. RIOBAMBA - (23,21)

TOTAL (969,29) (951,66)

BARRAS

Tabla 5-65 Repartición de Costos a Generadores y a Demandas, multinodal

c. Factores de Distribución GGLDF


01. MOLINO 02. MILAGRO 23,29 - - - - - 0,06 - 1,94 0,01 - - 13,79 3,97 17,19 3,52 1,48 - - - 4,57 -

01. MOLINO 04. PASCUALES 33,41 - - - - - - - 2,33 - - - 8,82 6,41 27,77 5,76 2,49 - - 0,07 8,02 -

01. MOLINO 09. TOTORAS 30,84 3,25 2,94 3,77 1,66 - - - - - - - - - - - 0,60 - - 1,74 7,72 0,67

01. MOLINO 11. RIOBAMBA 51,74 5,96 5,63 7,22 5,45 0,16 1,55 - - 0,15 - - - - - - - - - 0,72 - 1,62

02. MILAGRO 04. PASCUALES 7,08 3,55 - - - - - - 0,12 - - - - 1,94 8,40 1,80 0,82 - - 0,10 2,89 -

03. TRINITARIA 04. PASCUALES - - 11,30 - - - - - - - - 0,44 0,79 - 1,50 0,46 0,30 - - 0,20 1,60 0,14

04. PASCUALES 05. QUEVEDO 22,95 4,59 5,19 6,66 - - - - - - - - - - - 10,20 4,83 - - 0,93 18,25 0,29

05. QUEVEDO 06. SANTO DOMINGO 13,12 2,84 3,28 4,20 8,50 - - - - - - - - - - - 3,94 - - 0,98 15,61 0,43

06. SANTO DOMINGO 10. SANTA ROSA 10,27 2,40 2,81 3,60 7,59 0,50 - - - - - - - - - - - - - 0,94 14,84 0,41

07. JAMONDINO 08. POMASQUI - - - - - - 75,69 - - - - 2,83 5,13 2,25 9,76 2,98 1,94 - - 1,29 10,41 0,91

08. POMASQUI 10. SANTA ROSA - - - - - - 16,35 - - - - 0,61 1,11 0,49 2,11 0,64 0,42 - - 0,28 2,25 0,20

09. TOTORAS 10. SANTA ROSA 0,93 - - - - - - - 5,16 - - 0,74 3,41 1,84 7,99 4,94 4,39 - - - 28,45 -

09. TOTORAS 11. RIOBAMBA - - - - - - - - - - - 0,99 2,22 1,05 4,53 1,90 1,48 - - 1,28 8,91 -

193,64 22,60 31,15 25,45 23,20 0,65 93,65 - 9,55 0,15 - 5,61 35,27 17,94 79,25 32,19 22,69 - - 8,53 123,51 4,68

De(i) Hasta(j)GENERACIÓN [USD] DEMANDAS [USD]

TOTAL Tabla 5-66 Repartición de Costos a Generadores y a Demandas, uninodal


01. MOLINO 02. MILAGRO (204,04) - - - - - (0,55) - (17,02) (0,05) - - (120,83) (34,75) (150,60) (30,80) (13,00) - - - (40,02) -

01. MOLINO 04. PASCUALES (148,30) - - - - - - - (10,34) - - - (39,15) (28,43) (123,23) (25,56) (11,04) - - (0,31) (35,59) -

01. MOLINO 09. TOTORAS (62,43) (6,59) (5,96) (7,63) (3,35) - - - - - - - - - - - (1,22) - - (3,52) (15,63) (1,36)

01. MOLINO 11. RIOBAMBA (91,52) (10,55) (9,96) (12,77) (9,64) (0,28) (2,75) - - (0,26) - - - - - - - - - (1,28) - (2,86)

02. MILAGRO 04. PASCUALES (17,78) (8,91) - - - - - - (0,30) - - - - (4,87) (21,11) (4,52) (2,05) - - (0,25) (7,25) -

03. TRINITARIA 04. PASCUALES - - 11,30 - - - - - - - - 0,44 0,79 - 1,50 0,46 0,30 - - 0,20 1,60 0,14

04. PASCUALES 05. QUEVEDO 8,29 1,66 1,88 2,40 - - - - - - - - - - - 3,68 1,74 - - 0,34 6,59 0,11

05. QUEVEDO 06. SANTO DOMINGO (12,34) (2,68) (3,09) (3,95) (8,00) - - - - - - - - - - - (3,71) - - (0,92) (14,69) (0,40)

06. SANTO DOMINGO 10. SANTA ROSA 9,73 2,27 2,66 3,41 7,18 0,47 - - - - - - - - - - - - - 0,89 14,06 0,39

07. JAMONDINO 08. POMASQUI - - - - - - (152,00) - - - - (5,68) (10,29) (4,52) (19,60) (5,98) (3,90) - - (2,59) (20,90) (1,84)

08. POMASQUI 10. SANTA ROSA - - - - - - (97,50) - - - - (3,65) (6,60) (2,90) (12,57) (3,84) (2,50) - - (1,66) (13,41) (1,18)

09. TOTORAS 10. SANTA ROSA (4,11) - - - - - - - (22,71) - - (3,27) (15,02) (8,11) (35,15) (21,76) (19,33) - - - (125,21) -

09. TOTORAS 11. RIOBAMBA - - - - - - - - - - - 0,99 2,22 1,05 4,53 1,90 1,48 - - 1,28 8,91 -

(522,49) (24,79) (3,17) (18,54) (13,81) 0,19 (252,81) - (50,37) (0,31) - (11,17) (188,90) (82,54) (356,22) (86,41) (53,24) - - (7,82) (241,54) (7,00)

DEMANDAS

TOTAL


Tabla 5-67 Repartición de Costos a Generadores y a Demandas, multinodal

Entre Demandas

a. Flujos Netos

113

D1 D2 D3 D4 D5 D6 D9 D10 D11

01. MOLINO 02. MILAGRO - 44,15 - 22,27 1,96 1,16 - - - 0,28 -

01. MOLINO 04. PASCUALES - - - 82,47 7,24 4,31 - - - 1,04 -

01. MOLINO 09. TOTORAS - - - - - - - - 10,24 42,95 -

01. MOLINO 11. RIOBAMBA - - - - - - - - 6,69 28,05 45,47

02. MILAGRO 04. PASCUALES - - - 23,16 2,03 1,21 - - - 0,29 -

03. TRINITARIA 04. PASCUALES - - - 14,50 1,27 0,76 - - - 0,18 -

04. PASCUALES 05. QUEVEDO - - - - 42,49 25,28 - - - 6,12 -

05. QUEVEDO 06. SANTO DOMINGO - - - - - 42,60 - - - 10,31 -

06. SANTO DOMINGO 10. SANTA ROSA - - - - - - - - - 43,36 -

07. JAMONDINO 08. POMASQUI - - - - - - - - - 113,19 -

08. POMASQUI 10. SANTA ROSA - - - - - - - - - 24,44 -

09. TOTORAS 10. SANTA ROSA - - - - - - - - - 57,87 -

09. TOTORAS 11. RIOBAMBA - - - - - - - - 1,86 7,82 12,68

- 44,15 - 142,40 55,00 75,32 - - 18,79 335,90 58,15

De(i) Hasta(j)DEMANDAS [USD]

TOTAL Tabla 5-68 Repartición de Costos a Demandas, uninodal

D1 D2 D3 D4 D5 D6 D9 D10 D11

01. MOLINO 02. MILAGRO - (384,61) - (196,77) (17,32) (10,42) - - - (2,55) -

01. MOLINO 04. PASCUALES - - - (365,65) (32,19) (19,36) - - - (4,74) -

01. MOLINO 09. TOTORAS - - - - - - - - (20,52) (87,16) -

01. MOLINO 11. RIOBAMBA - - - - - - - - (11,82) (50,19) (79,86)

02. MILAGRO 04. PASCUALES - - - (58,10) (5,11) (3,08) - - - (0,75) -

03. TRINITARIA 04. PASCUALES - - - 14,49 1,28 0,77 - - - 0,19 -

04. PASCUALES 05. QUEVEDO - - - - 15,26 9,18 - - - 2,25 -

05. QUEVEDO 06. SANTO DOMINGO - - - - - (39,98) - - - (9,79) -

06. SANTO DOMINGO 10. SANTA ROSA - - - - - - - - - 41,07 -

07. JAMONDINO 08. POMASQUI - - - - - - - - - (227,31) -

08. POMASQUI 10. SANTA ROSA - - - - - - - - - (145,80) -

09. TOTORAS 10. SANTA ROSA - - - - - - - - - (254,68) -

09. TOTORAS 11. RIOBAMBA - - - - - - - - 1,86 7,91 12,59

- (384,61) - (606,02) (38,09) (62,90) - - (30,48) (731,58) (67,28) TOTAL


Tabla 5-69 Repartición de Costos a Demandas, multinodal


DEMANDA

[USD]

01. MOLINO 55,08

02. MILAGRO 99,75

03. TRINITARIA 43,81

04. PASCUALES 189,89

05. QUEVEDO 57,95

06. SANTO DOMINGO 37,78

07. JAMONDINO -

08. POMASQUI -

09. TOTORAS 25,12

10. SANTA ROSA 202,52

11. RIOBAMBA 17,80

TOTAL 729,71

BARRAS


114

DEMANDA

[USD]

01. MOLINO (145,00)

02. MILAGRO (262,60)

03. TRINITARIA (115,34)

04. PASCUALES (499,89)

05. QUEVEDO (152,55)

06. SANTO DOMINGO (99,47)

07. JAMONDINO -

08. POMASQUI -

09. TOTORAS (66,12)

10. SANTA ROSA (533,14)

11. RIOBAMBA (46,85)

TOTAL (1.920,95)

BARRAS

Tabla 5-71 Repartición de Costos a Demandas, multinodal

c. Factores de Distribución GLDF

D1 D2 D3 D4 D5 D6 D9 D10 D11

01. MOLINO 02. MILAGRO - 23,44 6,46 27,98 5,36 2,01 - - - 4,57 -

01. MOLINO 04. PASCUALES - 14,03 10,81 46,85 9,31 3,75 - - - 10,32 -

01. MOLINO 09. TOTORAS - - - - 3,47 4,72 - - 6,22 35,66 3,12

01. MOLINO 11. RIOBAMBA - - - - 5,09 6,72 - - 8,73 50,32 9,35

02. MILAGRO 04. PASCUALES - - 3,25 14,09 3,02 1,37 - - 0,16 4,81 -

03. TRINITARIA 04. PASCUALES 1,34 2,43 - 4,63 1,41 0,92 - - 0,61 4,94 0,43

04. PASCUALES 05. QUEVEDO - - - - 20,51 10,03 - - 2,49 39,76 1,09

05. QUEVEDO 06. SANTO DOMINGO - - - - - 9,22 - - 3,02 39,02 1,64

06. SANTO DOMINGO 10. SANTA ROSA - - - - - - - - 3,02 38,69 1,65

07. JAMONDINO 08. POMASQUI 8,54 15,47 6,80 29,45 8,99 5,86 - - 3,90 31,41 2,76

08. POMASQUI 10. SANTA ROSA 1,85 3,34 1,47 6,36 1,94 1,27 - - 0,84 6,78 0,60

09. TOTORAS 10. SANTA ROSA - - 0,56 2,42 5,81 6,16 - - - 42,92 -

09. TOTORAS 11. RIOBAMBA - - - - 1,31 2,06 - - 2,88 16,11 -

11,73 58,72 29,34 131,79 66,22 54,09 - - 31,87 325,31 20,63


TOTAL


D1 D2 D3 D4 D5 D6 D9 D10 D11

01. MOLINO 02. MILAGRO - (205,37) (56,56) (245,13) (46,97) (17,63) - - - (40,01) -

01. MOLINO 04. PASCUALES - (62,27) (47,98) (207,95) (41,33) (16,62) - - - (45,79) -

01. MOLINO 09. TOTORAS - - - - (7,02) (9,57) - - (12,60) (72,20) (6,31)

01. MOLINO 11. RIOBAMBA - - - - (9,00) (11,89) - - (15,44) (89,01) (16,54)

02. MILAGRO 04. PASCUALES - - (8,17) (35,39) (7,57) (3,43) - - (0,40) (12,08) -

03. TRINITARIA 04. PASCUALES 1,34 2,43 - 4,63 1,41 0,92 - - 0,61 4,94 0,43

04. PASCUALES 05. QUEVEDO - - - - 7,41 3,62 - - 0,90 14,36 0,39

05. QUEVEDO 06. SANTO DOMINGO - - - - - (8,68) - - (2,84) (36,71) (1,54)

06. SANTO DOMINGO 10. SANTA ROSA - - - - - - - - 2,86 36,65 1,56

07. JAMONDINO 08. POMASQUI (17,16) (31,07) (13,65) (59,15) (18,05) (11,77) - - (7,82) (63,09) (5,54)

08. POMASQUI 10. SANTA ROSA (11,01) (19,93) (8,75) (37,94) (11,58) (7,55) - - (5,02) (40,47) (3,56)

09. TOTORAS 10. SANTA ROSA - - (2,46) (10,65) (25,57) (27,09) - - - (188,90) -

09. TOTORAS 11. RIOBAMBA - - - - 1,31 2,06 - - 2,88 16,11 -


TOTAL

(26,82) (316,21) (137,56) (591,60) (156,96) (107,63) - - (36,87) (516,19) (31,10) TOTAL Tabla 5-73 Repartición de Costos a Demandas, multinodal

115

5.2. SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO

En esta sección se realiza la simulación de los métodos descritos en el capítulo

tres aplicado al Sistema Nacional Ecuatoriano a niveles de voltaje de 138 y 230

kv. Para ello, el modelado corresponde a un escenario de demanda máxima del

día 15 de Junio del 2009 a las 19:50 horas, estos datos fueron proporcionados por

el CENACE y que se presentan en el Anexo B. Así mismo, las características

técnicas y económicas de las líneas de transmisión y de los transformadores del

sistema fueron proporcionados por CELEC-TRANSELECTRIC. El esquema del

Sistema Nacional Interconectado utilizado para las simulaciones se presenta en el

Anexo B.

El Sistema Nacional Interconectado, presenta características lineales en los

costos de producción, lo que implica que para la solución de flujos de potencia se

utilice la herramienta computacional que tiene la versatilidad de resolver estos

costos mediante programación lineal, con lo cual poder tener los resultados del

despacho económico necesarios para los análisis posteriores.

De esta manera los flujos de potencia activa que se obtienen a través de la

simulación en la herramienta computacional TCP que se presentan en el Anexo

D, siendo estos datos la primicia para los análisis posteriores en cuanto a la

asignación de pérdidas y repartición de costos.

5.2.1. Pérdidas

Al igual que los dos sistemas presentados anteriormente, en el presente sistema

de asignación de pérdidas de Bialek y Prorrateo, se calcularon los precios nodales

para cada agente generador o consumidor, y por último se evaluaron las

liquidaciones comerciales del sistema. Es así que para el modelo presentado, se

indican los resultados en las siguientes tablas de los precios nodales, ingreso

económico de los generadores y pago de los consumidores, también se muestran

los resultados obtenidos por el método marginalista (factores nodales).

116

NODAL NETOS MEDIOS GRUESOS PRORRATA

01. LOJA 50,07 49,05 47,83 48,03 48,03

02. CUENCA 49,23 48,18 47,74 48,03 48,03

03. ABANICO 48,71 48,61 47,74 48,03 48,03

04. MOLINO 138 48,03 46,18 47,47 48,03 48,03

05. MOLINO 230 48,03 45,80 47,36 48,03 48,03

06. MILAGRO 230 50,91 - - - -

07. MILAGRO 138 50,96 - - - -

08. IDELFONSO 230 50,58 - - - -

09. MACHALA 230 50,64 - - - -

10. IDELFONSO 138 50,53 - - - -

11. MACHALA 138 50,74 - - - -

12. BAJO ALTO 50,14 47,01 47,91 48,03 48,03

13. BABAHOYO 51,61 47,70 47,88 48,03 48,03

14. DOS CERRITOS 51,61 - - - -

15. PASCUALES 230 51,69 - - - -

16. PASCUALES 138 51,74 - - - -

17. POLICENTRO 51,96 - - - -

18. SALITRAL 52,02 47,66 47,99 48,03 48,03

19. TRINITARIA 138 51,87 47,85 47,99 48,03 48,03

20. TRINITARIA 230 51,97 - - - -

21. ESCLUSAS 230 52,04 - - - -

22. ESCLUSAS 138 52,04 - - - -

23. CARAGUAY 52,12 - - - -

24. CHONGON 55,02 - - - -

25. POSORJA 55,87 - - - -

26. S. ELENA 55,21 - - - -

27. QUEVEDO 230 50,53 - - - -

28. QUEVEDO 138 50,46 45,60 47,97 48,03 48,03

29. DAULE PERIPA 50,10 47,39 47,80 48,03 48,03

30. PORTOVIEJO 51,36 51,84 47,70 48,03 48,03

31. S. GREGORIO 138 51,32 - - - -

32. S. GREGORIO 230 51,25 - - - -

33. MONTECRISTI 51,48 - - - -

34. CHONE 50,85 49,71 47,86 48,03 48,03

35. SEVERINO 50,86 - - - -

36. SANTO DOMINGO 230 49,55 - - - -

37. SANTO DOMINGO 138 49,55 - - - -

38. ESMERALDAS 47,87 47,66 47,57 48,03 48,03

39. SANTA ROSA 230 48,85 - - - -

40. SANTA ROSA 138 48,92 48,61 47,99 48,03 48,03

41. E. ESPEJO 49,04 - - - -

42. SELVA ALEGRE 48,99 - - - -

43. S/E 19 49,02 - - - -

PRECIOS NODALES [USD/MWh]Barra

117

44. VICENTINA 138 48,80 48,81 47,89 48,03 48,03

45. GUANGOPOLO 48,79 49,78 48,00 48,03 48,03

46. POMASQUI 138 48,64 - - - -

47. POMASQUI 230 48,62 - - - -

48. JAMONDINO 46,31 46,31 47,89 48,03 48,03

49. IBARRA 47,70 57,11 47,06 48,03 48,03

50. TULCAN 44,66 98,95 46,45 48,03 48,03

51. PANAMERICANA 43,88 46,56 46,45 48,03 48,03

52. MULALO 48,12 56,79 47,55 48,03 48,03

53. PUCARA 47,42 48,05 47,55 48,03 48,03

54. AMBATO 47,37 - - - -

55. TOTORAS 138 47,31 40,40 47,71 48,03 48,03

56. TOTORAS 230 47,47 - - - -

57. SAN FRANCISCO 47,00 46,20 47,82 48,03 48,03

58. BAÑOS 47,01 - - - -

59. AGOYAN 46,92 47,32 47,55 48,03 48,03

60. PUYO 47,67 - - - -

61. TENA 48,34 - - - -

62. FCO. ORELLANA 49,30 - - - -

63. RIOBAMBA 47,75 40,22 47,86 48,03 48,03 Tabla 5-74 Precios Nodales de Generación


01. LOJA 50,07 48,03 47,88 49,60 49,22

02. CUENCA 49,23 48,03 47,87 48,67 49,22

03. ABANICO 48,71 - - - -

04. MOLINO 138 48,03 - - - -

05. MOLINO 230 48,03 - - - -

06. MILAGRO 230 50,91 48,03 51,51 50,60 49,22

07. MILAGRO 138 50,96 - - - -

08. IDELFONSO 230 50,58 - - - -

09. MACHALA 230 50,64 48,03 48,00 48,08 49,22

10. IDELFONSO 138 50,53 - - - -

11. MACHALA 138 50,74 48,03 47,92 48,25 49,22

12. BAJO ALTO 50,14 - - - -

13. BABAHOYO 51,61 48,03 48,89 51,20 49,22

14. DOS CERRITOS 51,61 48,03 51,14 51,32 49,22

15. PASCUALES 230 51,69 - - - -

16. PASCUALES 138 51,74 48,03 51,04 50,44 49,22

17. POLICENTRO 51,96 48,03 50,92 50,70 49,22

18. SALITRAL 52,02 48,03 49,83 49,64 49,22

19. TRINITARIA 138 51,87 48,03 49,34 49,51 49,22

20. TRINITARIA 230 51,97 - - - -

21. ESCLUSAS 230 52,04 - - - -

22. ESCLUSAS 138 52,04 - - - -

PRECIOS NODALES [USD/MWh]Barra

118

23. CARAGUAY 52,12 48,03 50,91 50,87 49,22

24. CHONGON 55,02 48,03 49,32 53,61 49,22

25. POSORJA 55,87 48,03 48,89 53,88 49,22

26. S. ELENA 55,21 48,03 49,23 56,20 49,22

27. QUEVEDO 230 50,53 - - - -

28. QUEVEDO 138 50,46 48,03 48,19 48,00 49,22

29. DAULE PERIPA 50,10 - - - -

30. PORTOVIEJO 51,36 48,03 47,57 48,17 49,22

31. S. GREGORIO 138 51,32 - - - -

32. S. GREGORIO 230 51,25 - - - -

33. MONTECRISTI 51,48 48,03 47,75 47,17 49,22

34. CHONE 50,85 48,03 47,89 48,21 49,22

35. SEVERINO 50,86 48,03 47,89 39,89 49,22

36. SANTO DOMINGO 230 49,55 - - - -

37. SANTO DOMINGO 138 49,55 48,03 47,59 48,77 49,22

38. ESMERALDAS 47,87 48,03 47,59 47,93 49,22

39. SANTA ROSA 230 48,85 - - - -

40. SANTA ROSA 138 48,92 48,03 47,89 47,80 49,22

41. E. ESPEJO 49,04 48,03 47,71 47,54 49,22

42. SELVA ALEGRE 48,99 48,03 47,22 47,99 49,22

43. S/E 19 49,02 48,03 47,14 48,92 49,22

44. VICENTINA 138 48,80 48,03 47,53 48,24 49,22

45. GUANGOPOLO 48,79 48,03 48,03 48,03 49,22

46. POMASQUI 138 48,64 - - - -

47. POMASQUI 230 48,62 - - - -

48. JAMONDINO 46,31 - - - -

49. IBARRA 47,70 48,03 46,34 48,28 49,22

50. TULCAN 44,66 48,03 46,63 46,74 49,22

51. PANAMERICANA 43,88 - - - -

52. MULALO 48,12 48,03 47,40 48,30 49,22

53. PUCARA 47,42 - - - -

54. AMBATO 47,37 48,03 47,79 48,02 49,22

55. TOTORAS 138 47,31 48,03 47,87 48,09 49,22

56. TOTORAS 230 47,47 - - - -

57. SAN FRANCISCO 47,00 - - - -

58. BAÑOS 47,01 48,03 47,90 47,57 49,22

59. AGOYAN 46,92 - - - -

60. PUYO 47,67 48,03 47,57 47,85 49,22

61. TENA 48,34 48,03 47,24 47,96 49,22

62. FCO. ORELLANA 49,30 48,03 46,77 48,97 49,22

63. RIOBAMBA 47,75 48,03 47,76 47,90 49,22 Tabla 5-75 Precios Nodales de Demanda

119


01. LOJA 120,18 117,73 114,79 115,27 115,27

02. CUENCA 2.737,09 2.678,97 2.654,33 2.670,47 2.670,47

03. ABANICO 720,94 719,43 706,55 710,84 710,84

04. MOLINO 138 19.212,00 18.470,66 18.989,57 19.212,00 19.212,00

05. MOLINO 230 24.015,00 22.900,83 23.678,87 24.015,00 24.015,00

06. MILAGRO 230 - - - - -

07. MILAGRO 138 - - - - -

08. IDELFONSO 230 - - - - -

09. MACHALA 230 - - - - -

10. IDELFONSO 138 - - - - -

11. MACHALA 138 - - - - -

12. BAJO ALTO 7.019,56 6.581,98 6.707,79 6.724,20 6.724,20

13. BABAHOYO 206,44 190,79 191,52 192,12 192,12

14. DOS CERRITOS - - - - -

15. PASCUALES 230 - - - - -

16. PASCUALES 138 - - - - -

17. POLICENTRO - - - - -

18. SALITRAL 1.947,91 1.784,56 1.796,95 1.798,60 1.798,60

19. TRINITARIA 138 6.899,29 6.363,61 6.382,64 6.387,99 6.387,99

20. TRINITARIA 230 - - - - -

21. ESCLUSAS 230 - - - - -

22. ESCLUSAS 138 - - - - -

23. CARAGUAY - - - - -

24. CHONGON - - - - -

25. POSORJA - - - - -

26. S. ELENA - - - - -

27. QUEVEDO 230 - - - - -

28. QUEVEDO 138 756,85 683,95 719,48 720,45 720,45

29. DAULE PERIPA 10.019,65 9.478,28 9.560,44 9.606,00 9.606,00

30. PORTOVIEJO 154,08 155,52 143,11 144,09 144,09

31. S. GREGORIO 138 - - - - -

32. S. GREGORIO 230 - - - - -

33. MONTECRISTI - - - - -

34. CHONE 305,11 298,24 287,18 288,18 288,18

35. SEVERINO - - - - -

36. SANTO DOMINGO 230 - - - - -

37. SANTO DOMINGO 138 - - - - -

38. ESMERALDAS 6.682,52 6.653,15 6.641,10 6.704,99 6.704,99

39. SANTA ROSA 230 - - - - -

40. SANTA ROSA 138 3.316,78 3.295,57 3.254,01 3.256,43 3.256,43

41. E. ESPEJO - - - - -

42. SELVA ALEGRE - - - - -

43. S/E 19 - - - - -

44. VICENTINA 138 3.171,84 3.172,59 3.112,91 3.121,95 3.121,95

45. GUANGOPOLO 1.463,56 1.493,35 1.439,91 1.440,90 1.440,90

46. POMASQUI 138 - - - - -

47. POMASQUI 230 - - - - -

INGRES ECONÓMICO DE LOS GENERADORES [USD]Barra

120

48. JAMONDINO 10.187,27 10.188,05 10.536,79 10.566,60 10.566,60

49. IBARRA 381,60 456,89 376,51 384,24 384,24

50. TULCAN 89,33 197,90 92,90 96,06 96,06

51. PANAMERICANA 8.775,34 9.312,67 9.290,04 9.606,00 9.606,00

52. MULALO 336,84 397,55 332,88 336,21 336,21

53. PUCARA 3.509,34 3.556,02 3.518,97 3.554,22 3.554,22

54. AMBATO - - - - -

55. TOTORAS 138 137,20 117,15 138,36 139,29 139,29

56. TOTORAS 230 - - - - -

57. SAN FRANCISCO 10.622,82 10.441,40 10.807,33 10.854,78 10.854,78

58. BAÑOS - - - - -

59. AGOYAN 7.319,81 7.382,70 7.417,89 7.492,68 7.492,68

60. PUYO - - - - -

61. TENA - - - - -

62. FCO. ORELLANA - - - - -

63. RIOBAMBA 697,11 587,19 698,80 701,24 701,24 TOTAL 130.805,45 127.676,71 129.591,62 130.840,80 130.840,80

Tabla 5-76 Ingreso Económico a los Generadores


01. LOJA 2.273,40 2.180,56 2.173,61 2.251,70 2.234,60

02. CUENCA 7.310,39 7.132,46 7.108,45 7.227,31 7.309,21

03. ABANICO - - - - -

04. MOLINO 138 - - - - -

05. MOLINO 230 - - - - -

06. MILAGRO 230 5.131,88 4.841,42 5.192,34 5.100,43 4.961,40

07. MILAGRO 138 - - - - -

08. IDELFONSO 230 - - - - -

09. MACHALA 230 1.554,71 1.474,52 1.473,59 1.475,99 1.511,06

10. IDELFONSO 138 - - - - -

11. MACHALA 138 3.490,99 3.304,46 3.296,71 3.319,68 3.386,36

12. BAJO ALTO - - - - -

13. BABAHOYO 2.637,29 2.454,33 2.498,43 2.616,31 2.515,16

14. DOS CERRITOS 3.916,93 3.645,48 3.881,59 3.895,42 3.735,82

15. PASCUALES 230 - - - - -

16. PASCUALES 138 8.422,56 7.819,28 8.308,84 8.211,61 8.013,06

17. POLICENTRO 6.308,31 5.830,84 6.181,25 6.154,53 5.975,34

18. SALITRAL 13.846,98 12.785,59 13.264,43 13.214,31 13.102,44

19. TRINITARIA 138 6.883,73 6.373,58 6.547,45 6.569,46 6.531,53

20. TRINITARIA 230 - - - - -

21. ESCLUSAS 230 - - - - -

22. ESCLUSAS 138 - - - - -

23. CARAGUAY 6.003,13 5.531,62 5.863,61 5.858,64 5.668,70

24. CHONGON 2.008,35 1.753,10 1.800,17 1.956,77 1.796,54

25. POSORJA 2.273,82 1.954,82 1.989,74 2.193,07 2.003,27

26. S. ELENA 844,66 734,86 753,16 859,92 753,07

PAGO DE LAS DEMANDAS [USD]Barra

121

27. QUEVEDO 230 - - - - -

28. QUEVEDO 138 2.870,99 2.732,91 2.742,27 2.731,37 2.800,63

29. DAULE PERIPA - - - - -

30. PORTOVIEJO 5.901,27 5.518,65 5.465,66 5.534,71 5.655,41

31. S. GREGORIO 138 - - - - -

32. S. GREGORIO 230 - - - - -

33. MONTECRISTI 1.230,37 1.147,92 1.141,17 1.127,46 1.176,36

34. CHONE 2.761,22 2.608,03 2.600,42 2.617,91 2.672,66

35. SEVERINO 50,86 48,03 47,89 39,89 49,22

36. SANTO DOMINGO 230 - - - - -

37. SANTO DOMINGO 138 3.240,81 3.141,16 3.112,23 3.189,41 3.219,01

38. ESMERALDAS 3.140,21 3.150,77 3.121,75 3.143,93 3.228,85

39. SANTA ROSA 230 - - - - -

40. SANTA ROSA 138 6.858,59 6.733,81 6.714,43 6.701,92 6.900,68

41. E. ESPEJO 4.296,19 4.207,43 4.179,06 4.164,27 4.311,70

42. SELVA ALEGRE 3.409,58 3.342,89 3.286,48 3.340,09 3.425,73

43. S/E 19 5.725,42 5.609,90 5.506,49 5.713,63 5.748,93

44. VICENTINA 138 7.202,52 7.089,23 7.015,41 7.120,91 7.264,91

45. GUANGOPOLO 1.122,07 1.104,69 1.104,66 1.104,65 1.132,07

46. POMASQUI 138 - - - - -

47. POMASQUI 230 - - - - -

48. JAMONDINO - - - - -

49. IBARRA 1.826,89 1.839,55 1.774,91 1.849,00 1.885,14

50. TULCAN 1.594,52 1.714,67 1.664,61 1.668,56 1.757,16

51. PANAMERICANA - - - - -

52. MULALO 2.463,72 2.459,14 2.426,96 2.472,78 2.520,08

53. PUCARA - - - - -

54. AMBATO 876,36 888,56 884,05 888,33 910,58

55. TOTORAS 138 1.741,01 1.767,50 1.761,75 1.769,68 1.811,31

56. TOTORAS 230 - - - - -

57. SAN FRANCISCO - - - - -

58. BAÑOS 441,91 451,48 450,24 447,19 462,67

59. AGOYAN - - - - -

60. PUYO 400,46 403,45 399,58 401,92 413,45

61. TENA 290,05 288,18 283,44 287,77 295,32

62. FCO. ORELLANA 848,02 826,12 804,42 842,23 846,59

63. RIOBAMBA 2.769,34 2.785,74 2.770,36 2.778,05 2.854,78 TOTAL 133.969,54 127.676,71 129.591,62 130.840,80 130.840,80

Tabla 5-77 Pagos a las Demandas

5.2.2. Costos

5.2.2.1. Entre Generadores

122

La recuperación de los costos de inversión (Costos fijos) viene a ser lo más

relevante dentro de la repartición de costos de transmisión, ya de esta manera se

ve reflejado la repartición del cargo complementario que para este caso los

agentes que paguen este, serán los generadores. A continuación se tabulan los

resultados obtenidos mediante el programa computacional TCP aplicando cada

uno de los métodos propuestos utilizando el análisis uninodal y multinodal.

GRUESOS ESTAMIPILLA FACTORES GGDF

01. LOJA 5,92 4,00 2,91

02. CUENCA 76,74 92,56 69,65

03. ABANICO 20,54 24,64 120,17

04. MOLINO 138 863,07 665,92 509,66

05. MOLINO 230 1.039,36 832,40 516,43

06. MILAGRO 230 - - -

07. MILAGRO 138 - - -

08. IDELFONSO 230 - - -

09. MACHALA 230 - - -

10. IDELFONSO 138 - - -

11. MACHALA 138 - - -

12. BAJO ALTO 183,86 233,07 388,77

13. BABAHOYO - 6,66 4,42

14. DOS CERRITOS - - -

15. PASCUALES 230 - - -

16. PASCUALES 138 - - -

17. POLICENTRO - - -

18. SALITRAL 1,39 62,34 18,58

19. TRINITARIA 138 20,32 221,42 72,41

20. TRINITARIA 230 - - -

21. ESCLUSAS 230 - - -

22. ESCLUSAS 138 - - -

23. CARAGUAY - - -

24. CHONGON - - -

25. POSORJA - - -

26. S. ELENA - - -

27. QUEVEDO 230 - - -

28. QUEVEDO 138 10,98 24,97 14,74

29. DAULE PERIPA 166,60 332,96 242,82

30. PORTOVIEJO 0,13 4,99 2,94

31. S. GREGORIO 138 - - -

32. S. GREGORIO 230 - - -

33. MONTECRISTI - - -

BarraCARGOS A LOS GENERADORES [USD]

123

34. CHONE 2,15 9,99 7,21

35. SEVERINO - - -

36. SANTO DOMINGO 230 - - -


38. ESMERALDAS 159,94 232,40 322,51

39. SANTA ROSA 230 - - -

40. SANTA ROSA 138 13,32 112,87 91,46

41. E. ESPEJO - - -

42. SELVA ALEGRE - - -

43. S/E 19 - - -

44. VICENTINA 138 26,27 108,21 92,37

45. GUANGOPOLO 2,83 49,94 47,25

46. POMASQUI 138 - - -

47. POMASQUI 230 - - -

48. JAMONDINO 741,95 366,25 664,19

49. IBARRA 6,21 13,32 14,70

50. TULCAN 1,43 3,33 4,16

51. PANAMERICANA 144,62 332,96 427,94

52. MULALO 2,98 11,65 11,31

53. PUCARA 43,78 123,19 123,96

54. AMBATO - - -

55. TOTORAS 138 3,43 4,83 4,98

56. TOTORAS 230 - - -

57. SAN FRANCISCO 683,18 376,24 439,44

58. BAÑOS - - -

59. AGOYAN 309,18 259,71 296,55

60. PUYO - - -

61. TENA - - -

62. FCO. ORELLANA - - -

63. RIOBAMBA 4,97 24,31 23,62

TOTAL 4.535,14 4.535,14 4.535,14 Tabla 5-78 Cargos a los Generadores, uninodal


01. LOJA 4,98 1,21 0,18

02. CUENCA 49,78 27,98 6,04

03. ABANICO 13,32 7,45 99,42

04. MOLINO 138 260,55 201,32 41,07

05. MOLINO 230 65,79 251,65 (69,30)

06. MILAGRO 230 - - -

07. MILAGRO 138 - - -

08. IDELFONSO 230 - - -


124

09. MACHALA 230 - - -

10. IDELFONSO 138 - - -

11. MACHALA 138 - - -

12. BAJO ALTO 127,09 70,46 292,91

13. BABAHOYO - 2,01 2,76


15. PASCUALES 230 - - -

16. PASCUALES 138 - - -


18. SALITRAL 0,05 18,85 11,20

19. TRINITARIA 138 18,11 66,94 40,03


21. ESCLUSAS 230 - - -

22. ESCLUSAS 138 - - -

23. CARAGUAY - - -

24. CHONGON - - -

25. POSORJA - - -

26. S. ELENA - - -

27. QUEVEDO 230 - - -

28. QUEVEDO 138 8,72 7,55 9,11

29. DAULE PERIPA 66,01 100,66 148,02

30. PORTOVIEJO 0,12 1,51 2,00

31. S. GREGORIO 138 - - -

32. S. GREGORIO 230 - - -


34. CHONE 2,15 3,02 4,41

35. SEVERINO - - -



38. ESMERALDAS 86,30 70,26 191,05

39. SANTA ROSA 230 - - -

40. SANTA ROSA 138 9,61 34,12 44,95

41. E. ESPEJO - - -


43. S/E 19 - - -

44. VICENTINA 138 10,40 32,71 44,19

45. GUANGOPOLO 1,12 15,10 24,97

46. POMASQUI 138 - - -

47. POMASQUI 230 - - -

48. JAMONDINO 304,26 110,72 243,36

49. IBARRA (7,70) 4,03 6,04

50. TULCAN (2,29) 1,01 (0,50)

51. PANAMERICANA (231,00) 100,66 (117,02)

52. MULALO (1,14) 3,52 4,88

125

53. PUCARA (3,41) 37,24 47,49

54. AMBATO - - -

55. TOTORAS 138 1,54 1,46 2,07

56. TOTORAS 230 - - -

57. SAN FRANCISCO 385,77 113,74 166,71

58. BAÑOS - - -

59. AGOYAN 200,58 78,51 115,97

60. PUYO - - -

61. TENA - - -


63. RIOBAMBA 0,31 7,35 9,03

TOTAL 1.371,04 1.371,04 1.371,04 Tabla 5-79 Cargo a Generadores, multinodal

5.2.2.2. Entre Generadores y Demandas

GENERACIÓN DEMANDA GENERACIÓN DEMANDA GENERACIÓN DEMA NDA

01. LOJA 0,18 24,88 2,02 38,25 1,09 98,98

02. CUENCA 24,08 85,89 46,85 125,12 25,95 76,42

03. ABANICO 0,50 - 12,47 - 74,94 -

04. MOLINO 138 423,56 - 337,03 - 189,53 -

05. MOLINO 230 974,89 - 421,29 - 155,12 -

06. MILAGRO 230 - 35,41 - 84,93 - 54,23

07. MILAGRO 138 - - - - - -

08. IDELFONSO 230 - - - - - -

09. MACHALA 230 - 43,41 - 25,87 - 42,24

10. IDELFONSO 138 - - - - - -

11. MACHALA 138 - 55,97 - 57,97 - 55,98

12. BAJO ALTO 52,48 - 117,96 - 215,87 -

13. BABAHOYO - 48,85 3,37 43,06 1,87 60,85

14. DOS CERRITOS - 33,57 - 63,95 - 46,07

15. PASCUALES 230 - - - - - -

16. PASCUALES 138 - 145,66 - 137,17 - 124,34

17. POLICENTRO - 110,87 - 102,29 - 101,23

18. SALITRAL 0,45 157,59 31,55 224,30 5,51 214,65

19. TRINITARIA 138 6,84 58,56 112,06 111,81 22,39 105,96

20. TRINITARIA 230 - - - - - -

21. ESCLUSAS 230 - - - - - -

22. ESCLUSAS 138 - - - - - -

23. CARAGUAY - 127,54 - 97,04 - 115,32

24. CHONGON - 32,82 - 30,75 - 33,26

25. POSORJA - 50,13 - 34,29 - 67,93

26. S. ELENA - 23,23 - 12,89 - 59,74

27. QUEVEDO 230 - - - - - -

28. QUEVEDO 138 1,06 11,82 12,64 47,94 8,56 42,16

29. DAULE PERIPA 109,05 - 168,52 - 144,15 -

30. PORTOVIEJO 0,06 59,60 2,53 96,81 1,74 172,26

MEDIOS FACTORES GGLDFESTAMIPILLA POSTAL

CARGOS A LOS GENERADORES Y DEMANDAS [USD]

Barra

126

31. S. GREGORIO 138 - - - - - -

32. S. GREGORIO 230 - - - - - -

33. MONTECRISTI - 75,05 - 20,14 - 48,07

34. CHONE 0,63 14,12 5,06 45,75 4,30 70,48

35. SEVERINO - 0,61 - 0,84 - 14,44

36. SANTO DOMINGO 230 - - - - - -

37. SANTO DOMINGO 138 - 46,38 - 55,10 - 33,62

38. ESMERALDAS 55,91 40,16 117,62 55,27 193,89 32,64

39. SANTA ROSA 230 - - - - - -

40. SANTA ROSA 138 8,44 109,85 57,13 118,13 48,26 82,57

41. E. ESPEJO - 70,71 - 73,81 - 56,71

42. SELVA ALEGRE - 56,01 - 58,64 - 44,64

43. S/E 19 - 83,53 - 98,41 - 76,60

44. VICENTINA 138 17,84 48,58 54,77 124,37 48,99 87,60

45. GUANGOPOLO 0,29 0,46 25,28 19,38 25,71 13,64

46. POMASQUI 138 - - - - - -

47. POMASQUI 230 - - - - - -

48. JAMONDINO 393,66 - 185,37 - 400,63 -

49. IBARRA 2,80 11,72 6,74 32,27 8,21 22,10

50. TULCAN 0,74 5,55 1,69 30,08 2,38 20,38

51. PANAMERICANA 74,73 - 168,52 - 245,81 -

52. MULALO 1,33 16,38 5,90 43,14 5,83 22,51

53. PUCARA 20,48 - 62,35 - 63,19 -

54. AMBATO - 4,34 - 15,59 - 4,94

55. TOTORAS 138 1,11 4,68 2,44 31,01 2,50 8,98

56. TOTORAS 230 - - - - - -

57. SAN FRANCISCO 381,60 - 190,42 - 224,27 -

58. BAÑOS - 0,97 - 7,92 - 2,27

59. AGOYAN 165,84 - 131,44 - 154,04 -

60. PUYO - 2,28 - 7,08 - 7,62

61. TENA - 6,39 - 5,06 - 12,92

62. FCO. ORELLANA - 57,38 - 14,49 - 98,38

63. RIOBAMBA 0,40 55,22 12,30 48,87 11,19 16,53

TOTAL 2.718,96 1.816,17 2.295,32 2.239,81 2.285,89 2.249,24

Tabla 5-80 Cargos a los Generadores y Demandas, uninodal


01. LOJA 0,15 18,17 0,61 11,56 0,30 69,21

02. CUENCA 18,58 62,74 14,16 37,83 7,68 18,58

03. ABANICO 0,38 - 3,77 - 67,52 -

04. MOLINO 138 180,18 - 101,89 - 54,48 -

05. MOLINO 230 194,30 - 127,36 - (13,69) -

06. MILAGRO 230 - (19,48) - 25,68 - (19,83)

07. MILAGRO 138 - - - - - -

08. IDELFONSO 230 - - - - - -

09. MACHALA 230 - 38,43 - 7,82 - 19,06

10. IDELFONSO 138 - - - - - -

11. MACHALA 138 - 43,48 - 17,53 - 0,68

12. BAJO ALTO 29,35 - 35,66 - 172,13 -

13. BABAHOYO - 28,58 1,02 13,02 1,32 12,76

14. DOS CERRITOS - (14,52) - 19,33 - (14,81)

Barra


MEDIOS ESTAMIPILLA POSTAL FACTORES GGLDF

127

15. PASCUALES 230 - - - - - -

16. PASCUALES 138 - 3,42 - 41,47 - (9,95)

17. POLICENTRO - 2,35 - 30,92 - (8,08)

18. SALITRAL 0,02 2,75 9,54 67,81 3,52 (16,28)

19. TRINITARIA 138 6,17 0,01 33,88 33,80 12,62 (8,39)

20. TRINITARIA 230 - - - - - -

21. ESCLUSAS 230 - - - - - -

22. ESCLUSAS 138 - - - - - -

23. CARAGUAY - 18,69 - 29,34 - 7,98

24. CHONGON - (7,37) - 9,30 - (36,69)

25. POSORJA - 0,58 - 10,37 - (21,47)

26. S. ELENA - 6,22 - 3,90 - 29,49

27. QUEVEDO 230 - - - - - -

28. QUEVEDO 138 0,85 10,78 3,82 14,49 5,93 2,85

29. DAULE PERIPA 44,50 - 50,95 - 96,83 -

30. PORTOVIEJO 0,06 24,24 0,76 29,27 1,31 61,61

31. S. GREGORIO 138 - - - - - -

32. S. GREGORIO 230 - - - - - -

33. MONTECRISTI - 52,54 - 6,09 - 24,11

34. CHONE 0,63 8,99 1,53 13,83 2,89 20,77

35. SEVERINO - 0,51 - 0,25 - 13,52

36. SANTO DOMINGO 230 - - - - - -

37. SANTO DOMINGO 138 - 27,38 - 16,66 - (2,80)

38. ESMERALDAS 31,01 21,10 35,56 16,71 126,66 (3,38)

39. SANTA ROSA 230 - - - - - -

40. SANTA ROSA 138 6,20 60,74 17,27 35,71 35,09 19,43

41. E. ESPEJO - 30,16 - 22,31 - 14,86

42. SELVA ALEGRE - (2,12) - 17,73 - 10,77

43. S/E 19 - (20,59) - 29,75 - 18,55

44. VICENTINA 138 6,71 (10,98) 16,56 37,60 34,71 22,13

45. GUANGOPOLO 0,11 0,46 7,64 5,86 19,09 3,43

46. POMASQUI 138 - - - - - -

47. POMASQUI 230 - - - - - -

48. JAMONDINO 177,03 - 56,04 - 178,12 -

49. IBARRA (3,12) (24,51) 2,04 9,76 4,62 5,63

50. TULCAN (1,10) (24,45) 0,51 9,09 (0,20) 6,16

51. PANAMERICANA (111,11) - 50,95 - (64,34) -

52. MULALO (0,63) (3,52) 1,78 13,04 3,95 2,38

53. PUCARA (1,14) - 18,85 - 40,36 -

54. AMBATO - 1,92 - 4,71 - 0,39

55. TOTORAS 138 0,48 0,94 0,74 9,37 1,71 0,44

56. TOTORAS 230 - - - - - -

57. SAN FRANCISCO 246,72 - 57,57 - 132,57 -

58. BAÑOS - 0,17 - 2,39 - 0,10

59. AGOYAN 110,96 - 39,74 - 95,01 -

60. PUYO - 1,10 - 2,14 - 3,84

61. TENA - 4,70 - 1,53 - 8,89

62. FCO. ORELLANA - 49,08 - 4,38 - 81,34

63. RIOBAMBA 0,08 41,00 3,72 14,77 7,41 6,14

TOTAL 937,36 433,68 693,91 677,13 1.027,63 343,41

128

29. DAULE PERIPA 44,50 - 50,95 - 96,83 -

30. PORTOVIEJO 0,06 24,24 0,76 29,27 1,31 61,61

31. S. GREGORIO 138 - - - - - -

32. S. GREGORIO 230 - - - - - -

33. MONTECRISTI - 52,54 - 6,09 - 24,11

34. CHONE 0,63 8,99 1,53 13,83 2,89 20,77

35. SEVERINO - 0,51 - 0,25 - 13,52

36. SANTO DOMINGO 230 - - - - - -

37. SANTO DOMINGO 138 - 27,38 - 16,66 - (2,80)

38. ESMERALDAS 31,01 21,10 35,56 16,71 126,66 (3,38)

39. SANTA ROSA 230 - - - - - -

40. SANTA ROSA 138 6,20 60,74 17,27 35,71 35,09 19,43

41. E. ESPEJO - 30,16 - 22,31 - 14,86

42. SELVA ALEGRE - (2,12) - 17,73 - 10,77

43. S/E 19 - (20,59) - 29,75 - 18,55

44. VICENTINA 138 6,71 (10,98) 16,56 37,60 34,71 22,13

45. GUANGOPOLO 0,11 0,46 7,64 5,86 19,09 3,43

46. POMASQUI 138 - - - - - -

47. POMASQUI 230 - - - - - -

48. JAMONDINO 177,03 - 56,04 - 178,12 -

49. IBARRA (3,12) (24,51) 2,04 9,76 4,62 5,63

50. TULCAN (1,10) (24,45) 0,51 9,09 (0,20) 6,16

51. PANAMERICANA (111,11) - 50,95 - (64,34) -

52. MULALO (0,63) (3,52) 1,78 13,04 3,95 2,38

53. PUCARA (1,14) - 18,85 - 40,36 -

54. AMBATO - 1,92 - 4,71 - 0,39

55. TOTORAS 138 0,48 0,94 0,74 9,37 1,71 0,44

56. TOTORAS 230 - - - - - -

57. SAN FRANCISCO 246,72 - 57,57 - 132,57 -

58. BAÑOS - 0,17 - 2,39 - 0,10

59. AGOYAN 110,96 - 39,74 - 95,01 -

60. PUYO - 1,10 - 2,14 - 3,84

61. TENA - 4,70 - 1,53 - 8,89

62. FCO. ORELLANA - 49,08 - 4,38 - 81,34

63. RIOBAMBA 0,08 41,00 3,72 14,77 7,41 6,14

TOTAL 937,36 433,68 693,91 677,13 1.027,63 343,41 Tabla 5-81 Cargos a los Generadores y Demandas, multinodal

5.2.2.3. Entre Demandas

NETOS ESTAMIPILLA FACTORES GLDF

01. LOJA 52,37 77,45 179,79

02. CUENCA 180,86 253,35 215,64

03. ABANICO - - -

04. MOLINO 138 - - -

05. MOLINO 230 - - -

06. MILAGRO 230 90,87 171,97 145,92

07. MILAGRO 138 - - -

08. IDELFONSO 230 - - -

09. MACHALA 230 168,73 52,38 81,04

BarraCARGOS A LAS DEMANDAS [USD]

129

10. IDELFONSO 138 - - -

11. MACHALA 138 85,34 117,38 124,49

12. BAJO ALTO - - -

13. BABAHOYO 110,34 87,18 122,39

14. DOS CERRITOS 94,52 129,49 115,86

15. PASCUALES 230 - - -

16. PASCUALES 138 337,19 277,74 285,33

17. POLICENTRO 263,66 207,11 225,58

18. SALITRAL 369,29 454,15 482,63

19. TRINITARIA 138 137,49 226,39 239,27


21. ESCLUSAS 230 - - -

22. ESCLUSAS 138 - - -

23. CARAGUAY 296,19 196,49 243,24

24. CHONGON 81,15 62,27 72,07

25. POSORJA 136,15 69,44 126,83

26. S. ELENA 102,93 26,10 99,19

27. QUEVEDO 230 - - -

28. QUEVEDO 138 32,11 97,07 77,83

29. DAULE PERIPA - - -

30. PORTOVIEJO 155,35 196,02 287,41

31. S. GREGORIO 138 - - -

32. S. GREGORIO 230 - - -

33. MONTECRISTI 254,26 40,77 78,32

34. CHONE 42,59 92,64 119,50

35. SEVERINO 20,58 1,71 22,00


37. SANTO DOMINGO 138 84,16 111,58 67,07

38. ESMERALDAS 61,83 111,92 63,95

39. SANTA ROSA 230 - - -

40. SANTA ROSA 138 250,06 239,19 155,48

41. E. ESPEJO 160,94 149,45 104,26

42. SELVA ALEGRE 118,66 118,74 82,66

43. S/E 19 171,21 199,27 141,07

44. VICENTINA 138 106,30 251,81 166,11

45. GUANGOPOLO 3,54 39,24 25,84

46. POMASQUI 138 - - -

47. POMASQUI 230 - - -

48. JAMONDINO - - -

49. IBARRA 26,01 65,34 41,38

50. TULCAN 10,88 60,91 37,91

51. PANAMERICANA - - -

52. MULALO 39,74 87,35 42,80

53. PUCARA - - -

54. AMBATO 10,13 31,56 10,66

130

55. TOTORAS 138 8,18 62,78 19,90

56. TOTORAS 230 - - -

57. SAN FRANCISCO - - -

58. BAÑOS 1,76 16,04 5,00

59. AGOYAN - - -

60. PUYO 10,07 14,33 12,89

61. TENA 18,49 10,24 20,47

62. FCO. ORELLANA 144,88 29,34 151,07

63. RIOBAMBA 296,30 98,95 42,31

TOTAL 4.535,14 4.535,14 4.535,14 Tabla 5-82 Cargos a las Demandas, uninodal


01. LOJA 42,31 23,42 124,62

02. CUENCA 146,13 76,59 94,72

03. ABANICO - - -

04. MOLINO 138 - - -

05. MOLINO 230 - - -

06. MILAGRO 230 (60,03) 51,99 16,13

07. MILAGRO 138 - - -

08. IDELFONSO 230 - - -

09. MACHALA 230 158,38 15,83 40,62

10. IDELFONSO 138 - - -

11. MACHALA 138 59,93 35,48 28,87

12. BAJO ALTO - - -

13. BABAHOYO 65,97 26,36 40,73

14. DOS CERRITOS (45,04) 39,15 11,25

15. PASCUALES 230 - - -

16. PASCUALES 138 23,23 83,97 56,04

17. POLICENTRO 16,33 62,61 40,80

18. SALITRAL 20,49 137,30 91,45

19. TRINITARIA 138 3,73 68,44 45,14


21. ESCLUSAS 230 - - -

22. ESCLUSAS 138 - - -

23. CARAGUAY 46,50 59,40 62,25

24. CHONGON (46,69) 18,83 (39,33)

25. POSORJA (22,79) 20,99 (14,58)

26. S. ELENA 48,01 7,89 51,10

27. QUEVEDO 230 - - -

28. QUEVEDO 138 30,65 29,35 13,27


30. PORTOVIEJO 64,09 59,26 110,84


131

31. S. GREGORIO 138 - - -

32. S. GREGORIO 230 - - -

33. MONTECRISTI 198,80 12,33 40,15

34. CHONE 22,81 28,01 39,61

35. SEVERINO 20,21 0,52 20,52


37. SANTO DOMINGO 138 54,70 33,73 8,59

38. ESMERALDAS 32,40 33,83 6,87

39. SANTA ROSA 230 - - -

40. SANTA ROSA 138 149,83 72,31 57,41

41. E. ESPEJO 77,38 45,18 39,53

42. SELVA ALEGRE 3,53 35,90 30,34

43. S/E 19 (34,58) 60,24 51,47

44. VICENTINA 138 (17,89) 76,13 64,27

45. GUANGOPOLO 3,51 11,86 9,97

46. POMASQUI 138 - - -

47. POMASQUI 230 - - -

48. JAMONDINO - - -

49. IBARRA (48,00) 19,75 16,40

50. TULCAN (47,73) 18,41 18,05


52. MULALO (5,79) 26,41 12,48

53. PUCARA - - -

54. AMBATO 5,09 9,54 3,96

55. TOTORAS 138 1,51 18,98 7,24

56. TOTORAS 230 - - -


58. BAÑOS 0,28 4,85 1,83

59. AGOYAN - - -

60. PUYO 5,89 4,33 7,27

61. TENA 13,47 3,09 14,45

62. FCO. ORELLANA 122,73 8,87 125,56

63. RIOBAMBA 261,71 29,91 21,16

TOTAL 1.371,04 1.371,04 1.371,04 Tabla 5-83 Cargos a las Demandas, multinodal

132

6. ANALISIS DE RESULTADOS

En este capítulo se describirán las bondades que posee la herramienta

computacional "TCP" aplicados a sistemas eléctricos de potencia de prueba y

sistemas reales, dando así el sustento y validación del desarrollo de la

herramienta computacional en cuanto a los resultados; siendo la versatilidad,

funcionalidad, visualización y exportación de resultados características que

predominan en esta herramienta, las mismas que se presentan a continuación.

6.1. VERSATILIDAD

El programa computacional "TCP" por su característica versátil, permite enlazar

elementos necesarios para la conformación de modelos que tengan un apego

muy cercano a la realidad, con lo cual se puede realizar la construcción dinámica

de diferentes sistemas eléctricos de potencia.

Esta característica muestra la simplicidad en la creación de modelos elementales

(tres nodos) hasta los más complejos (SNI) que se requieran para los análisis de

repartición de pérdidas y asignación de costos, tomando en cuenta las

restricciones señaladas en el capítulo cuatro referente a la construcción de

modelos.

Adicionalmente, la estructura de la herramienta computacional posee varias

aplicaciones que pueden ser utilizadas independientemente una vez aplicado la

ejecución del despacho económico, permitiendo así tener resultados de

repartición de pérdidas y costos que pueden ser exportados en diferentes

formatos para análisis posteriores.

Por último, la característica principal es poder decidir a qué agente se le quiere

repartir las pérdidas y/o asignar los costos, considerando que en la repartición de

costos se tiene un mayor número de métodos a escoger dentro los agentes, con

lo cual facilitar las simulaciones de los sistemas eléctricos de potencia.

133

6.2. FUNCIONALIDAD

En vista de no existir herramientas computacionales que posean: interfaz

dinámica, despacho económico, repartición de pérdidas, asignación de costos y

exportación de resultados; es necesaria la implementación de todos estos

requerimientos en una herramienta computacional que sea práctica y utilitaria;

"TCP" es la herramienta computacional propuesta en este proyecto de titulación

que satisface estos requerimientos.

El despacho económico implementado en la herramienta computacional "TCP",

tiene la facilidad de adaptarse a las condiciones que el sistema eléctrico de

potencia posea de acuerdo a las funciones de costos que posea el mercado; así

mismo, la simplicidad en los algoritmos desarrollados en la misma, permiten tener

una mejor ejecución.

En vista de que las metodologías basadas en los precios nodales no permiten

realizar un cierre financiero adecuado, se requiere de un programa que permita

repartir las pérdidas a los agentes que hacen uso de la red, de tal manera que la

remuneración al transmisor sea nula, permitiendo tener un correcto cierre

financiero dentro de las transacciones comerciales del mercado, es por ello que

este programa computacional brinda esta opción de repartir pérdidas.

Finalmente, en la repartición de costos se ve involucrado si el análisis se lo

requiere con previa repartición de pérdidas o considerando la RVT del sistema,

con lo cual tener flexibilidad de aplicar el método deseado por agente, de esta

manera tener la facilidad de aplicar los métodos descritos en el capítulo tres y

programados en el capítulo cuatro para obtener resultados que permitan analizar

las metodologías.

6.3. VISUALIZACIÓN Y EXPORTACIÓN DE RESULTADOS

Las características más novedosas dentro de la herramienta computacional "TCP"

son la visualización y exportación de resultados, debido a que los resultados

134

luego de la ejecución son presentados dentro de la interfaz gráfica en forma

resumida y exportados de manera detallada a fuentes externas, facilitando así la

comprensión de los mismos. La exportación de resultados pueden ser en

formatos tales como: Notepad y Excel; sin embargo, la elección del formato

dependerá de los requerimientos que el usuario precise; considerando que en

Notepad solo se tiene visualización de los resultados mientras que en Excel se

puede emplear estos datos para cálculos posteriores, comprobaciones y diseño

de gráficas para evaluación de las metodologías.

6.4. ANÁLISIS DE RESULTADOS DE LAS SIMULACIONES

En base a lo descrito anteriormente, la herramienta computacional "TCP" a través

de los resultados obtenidos en la cual se realiza ciertas comparaciones de los

datos obtenidos mediante gráficas que permiten dar facilidad al usuario de

discernir el posible método más propicio en repartición de pérdidas y costos del

sistema eléctrico modelado.

De las simulaciones realizadas se obtuvieron los resultados en la cual se

diferencia claramente la aplicación en la repartición de pérdidas usando Bialek y

Prorrateo frente a los factores nodales.

En la Figura 6-1, se indica las liquidaciones que se tiene para cada uno de los

métodos analizados de los sistemas simulados.

PAGOS DEMANDAS

COBROS GENERADORES8.000,00

8.500,00

9.000,00

9.500,00

10.000,00

10.500,00

11.000,00

11.500,00

F. NODALF. NETOS

F. MEDIOSF. GRUESOS

PRORRATEO

10.831,76 11.250,32

11.250,39 11.381,62 11.381,62

10.701,82 11.250,32 11.250,39 11.381,62 11.381,62

[US

D]

MÉTODOS DE PÉRDIDAS

a) TRES NODOS

135

PAGOS DEMANDAS

COBROS GENERADORES140.000,00

141.000,00

142.000,00

143.000,00

144.000,00

145.000,00

146.000,00

F. NODALF. NETOS

F. MEDIOSF. GRUESOS

PRORRATEO

144.650,59

143.063,76 143.453,42

145.714,42 145.714,42

141.999,93 143.063,76

143.453,42

145.714,42 145.714,42

[US

D]

MÉTODOS DE PÉRDIDAS

b) ONCE NODOS

PAGOS DEMANDAS

COBROS GENERADORES124.000,00 125.000,00 126.000,00 127.000,00 128.000,00 129.000,00 130.000,00 131.000,00 132.000,00 133.000,00 134.000,00

NODALNETOS

MEDIOSGRUESOS

PRORRATAGENERACIÓNGENERACIÓN Y DEMANDA

DEMANDA

[US

D]

GENERACIÓNGENERACIÓN Y

DEMANDA DEMANDA


PAGOS DEMANDAS 133.969,54 127.676,71 129.591,62 130.840,80 130.840,80

COBROS GENERADORES 130.805,45 127.676,71 129.591,62 130.840,80 130.840,80 c) SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO

Figura 6-1 Liquidación a través de los Métodos de Pérdidas

De los resultados obtenidos en el capitulo anterior se observa que la mayor

cantidad de pérdidas es repartida a los agentes que más generan y más

consumen esto permite tener identificado quien hace el mayor uso de la red con lo

cual se refleja las pérdidas en ellos.

136

En primera instancia se considera que los métodos propuestos por Bialek,

dependiendo del algoritmo utilizado se tiene que los nodos de demanda que se

encuentren alejados de los centros de generación harán mayor uso de la red de

transporte y los precios nodales serán mayores que aquellos nodos más

cercanos a los centros de generación. Por otro lado, los nodos de generación que

se encuentren más alejados de los centros de consumo harán mayor uso de la

red de transporte y los precio nodales también irán en misma dirección,

obteniéndose mayores precios en aquellos nodos que realicen mayor uso

incremental de la red y menores en aquellos nodos cuyo uso sea menor; en

cambio, para el método de Prorrateo se presenta una diferencia espacial entre los

precios nodales debido a que los precios de venta de energía son iguales al costo

marginal del sistema y precios de compra iguales con repartición de pérdidas

proporcionalmente a la demanda.

En la Tabla 6-1, se muestra la aplicación de los métodos propuestos en la

repartición de pérdidas mediante la utilización de "TCP" en cada uno de los

sistemas propuestos, en la cual se comprueba que la diferencia entre los cobros y

pagos es nula en relación al aplicado por medio de factores nodales.

SISTEMA NODAL NETOS MEDIOS GRUESOS PRORRATATRES NODOS 129,94 - - - -

ONCE NODOS 2.650,66 - - - - SNI 3.164,09 - - - -

RVT [USD]

Tabla 6-1 Remuneración al Transmisor

Un aspecto a considerar es que las pérdidas repartidas a los generadores pueden

ser positivas o negativas dependiendo de la incidencia de generación distribuida.

Las pérdidas son positivas cuando los generadores no sean capaces de evitar

pérdidas en el sistema, situación que ocurre cuando la repartición es alto/bajo

dependiendo del algoritmo utilizado. Por el contrario, las pérdidas repartidas serán

negativas justamente cuando los generadores sean capaces de evitar pérdidas

globales en el sistema, situación que se verifica cuando la repartición de pérdidas

es baja/alta, respectivamente del algoritmo utilizado. En estas circunstancias los

137

generadores son compensados por su contribución a la disminución de las

pérdidas y las cargas son penalizadas por producir pérdidas.

Por otro lado, la aplicación de los métodos de costos de acuerdo a la utilización

de "TCP" se muestra en la Figura 6-2, donde se indica la asignación que se

realiza para cada agente involucrado de acuerdo al uso de la red en el sistema de

tres nodos.

En los Anexos C, se presentan las figuras correspondientes al resumen de la

repartición de pérdidas y de costos, para el sistema de once nodos y para el

Sistema Nacional Interconectado en el Anexo D los resultados de las

simulaciones realizadas en los sistemas eléctricos mencionados.



D3 - - - 89,16 51,99 45,02 177,47 104,58 155,96

D2 - - - 28,13 41,59 18,29 52,61 83,67 73,85

D1 - - - - 20,80 - - 41,83 0,27

G3 - 48,75 - - 24,52 - - - -

G2 34,76 82,70 36,03 19,26 41,59 28,18 - - -

G1 195,32 98,63 194,05 93,53 49,60 138,59 - - -

-

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

[US

D]

a) Uninodal

138



D3 - - - 43,25 22,63 19,57 84,19 45,52 62,37

D2 - - - 8,53 18,10 7,18 15,95 36,42 37,79

D1 - - - - 9,05 - - 18,21 (0,01)

G3 - 21,22 - - 10,67 - - - -

G2 (1,57) 36,00 (1,63) (0,87) 18,10 2,92 - - -

G1 101,71 42,93 101,77 49,24 21,59 70,47 - - -

(20,00)

-

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

120,00

[US

D]

b) Multinodal

Figura 6-2 Resumen de la Repartición de Costos de los métodos propuestos

En base a una de las características de la herramienta computacional "TCP", la

cual se encamina en poder escoger a que agente se debe asignar los costos con

el fin de obtener resultados que permitan comparar y analizar posteriormente los

métodos aplicados para cada agente.

En la Figura 6-3, escenario uninodal y en la Figura 6-4, escenario multinodal, se

muestra la repartición entre generadores para el sistema de once nodos y se

observa que el generador que mayor cargo tiene que cubrir es el que más

generación produce, ya que al no poseer un centro de consumo de la misma

magnitud en su misma barra este se convierte en un exportador, teniendo que

hacer uso de la red de transmisión para vender la energía restante. El fenómeno

contrario se produce cuando en una barra se encuentra un centro de consumo

mayor a la generación por lo que el agente generador deberá cubrir un menor

cargo, ya que este no tendrá que usar la red para transportar la energía.

139

-

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

350,00

400,00

450,00

BFG EPG GGDF

GENERACIÓN

G1 412,95 341,17 379,56

G2 15,96 45,80 39,56

G3 18,18 46,15 49,64

G4 27,65 59,14 42,19

G5 65,61 70,60 34,94

G6 3,29 3,52 1,38

G7 137,63 77,51 146,62

G9 48,43 78,49 34,98

G10 - 7,33 0,85

[US

D]

Figura 6-3 Repartición de Costos a Generadores, uninodal

140

(1.450,00)

(1.300,00)

(1.150,00)

(1.000,00)

(850,00)

(700,00)

(550,00)

(400,00)

(250,00)

(100,00)

50,00

BFG EPG GGDF

GENERACIÓNG1 (1.407,86) (898,12) (1.222,80)

G2 (17,90) (120,57) (45,70)

G3 17,05 (121,49) (3,92)

G4 6,34 (155,69) (26,45)

G5 (8,34) (185,86) 0,54

G6 3,12 (9,27) 0,05

G7 (373,11) (204,03) (432,00)

G9 (140,25) (206,63) (185,11)

G10 - (19,29) (5,57)

[US

D]

Figura 6-4 Repartición de Costos a Generadores, multinodal

Las comparaciones de los escenario uninodal y multinodal se muestran en la

Figuras 6-5 y 6-6, respectivamente, para la repartición entre los agentes

generadores y demandas en la que mayor cargo tienen que cubrir son aquellos

que más generación producen y que requieran de mayor energía,

respectivamente. De igual, manera se observa que el escenario multinodal

presenta características similares, sin embargo, en el caso multinodal se observa

que la repartición de los cargos son valores negativos, esto se debe a que la RVT

ya cubre con los costos fijos de la red de transmisión; lo que en la mayoría de

sistemas no sucede, debido a que los costos de construcción de una línea de

transmisión son muy altos, y que por tratarse de un modelo de prueba no se

considera implicaciones, al contrario se muestra la validez de los métodos

141

propuestos en los dos escenarios, teniendo cuidado en cuanto a que no es un

cargo a los agentes sino que debería ser la devolución por el cargo ya realizado,

esto es el excedente que pagó el agente por el uso de la red.

G1 D1 G2 D2 G3 D3 G4 D4 G5 D5 G6 D6 G7 G9 D9 G10 D10 D11

BFM 237 23,8 4,87 37,9 8,51 7,79 13 86,8 21,9 22,7 0,52 30,8 69,4 14,9 12,3 0 127 10,6

EPGD 172 27,3 23,1 49,4 23,3 21,7 29,8 94,1 35,6 28,7 1,78 18,7 39,1 39,6 12,4 3,7 100 8,82

GGLDF 194 5,61 22,6 35,3 31,2 17,9 25,4 79,2 23,2 32,2 0,65 22,7 93,7 9,55 8,53 0,15 124 4,68

0

50

100

150

200

250

[US

D]

Figura 6-5 Repartición de Costos a Generadores y Demandas, uninodal

142

G1 D1 G2 D2 G3 D3 G4 D4 G5 D5 G6 D6 G7 G9 D9 G10 D10 D11

BFM -748 -102 -4,94 -148 8,387 7,793 2,221 -216 -2,23 -33,2 0,497 -3,37 -188 -43,2 -42,1 0 -363 -45,8

EPGD -453 -71,8 -60,8 -130 -61,3 -57,1 -78,6 -248 -93,8 -75,6 -4,68 -49,3 -103 -104 -32,8 -9,73 -264 -23,2

GGLDF -522 -11,2 -24,8 -189 -3,17 -82,5 -18,5 -356 -13,8 -86,4 0,188 -53,2 -253 -50,4 -7,82 -0,31 -242 -7

-800

-700

-600

-500

-400

-300

-200

-100

0

100

[US

D]

Figura 6-6 Repartición de Costos a Generadores y Demandas, multinodal

Al igual que los casos anteriores, uninodal Figura 6-7 y multinodal Figura 6-8, de

cada demanda, se observa que la repartición de costos se hará en base al

consumo que se tenga, para ambos escenarios que manejen igual criterio, por lo

que, se puede apreciar que el de mayor consumo asume con los costos frente a

la demanda que no hace uso de la red.

143

-

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

350,00

BFN EPD GLDF

DEMANDA

D1 - 55,08 11,73

D2 44,15 99,75 58,72

D3 - 43,81 29,34

D4 142,40 189,89 131,79

D5 55,00 57,95 66,22

D6 75,32 37,78 54,09

D9 18,79 25,12 31,87

D10 335,90 202,52 325,31

D11 58,15 17,80 20,63

[US

D]

Figura 6-7 Repartición de Costos a Demandas, uninodal

144

(750,00)

(600,00)

(450,00)

(300,00)

(150,00)

-

BFN EPD GLDF

DEMANDAD1 - (145,00) (26,82)

D2 (384,61) (262,60) (316,21)

D3 - (115,34) (137,56)

D4 (606,02) (499,89) (591,60)

D5 (38,09) (152,55) (156,96)

D6 (62,90) (99,47) (107,63)

D9 (30,48) (66,12) (36,87)

D10 (731,58) (533,14) (516,19)

D11 (67,28) (46,85) (31,10)

[US

D]

Figura 6-8 Repartición de Costos a Demandas, multinodal

6.5. RESUMEN COMPARATIVO

De acuerdo a la aplicación y uso de la herramienta computacional "TCP" se

puede concluir en este resumen presentado que tanto para la asignación de

pérdidas y la repartición de costos de transmisión, los métodos de Bialek y

Factores de Distribución frente a los métodos de Prorrateo y de Estampilla Postal,

respectivamente, difieren de tal manera que estos primeros dos métodos hacen

uso de criterios técnicos y económicos en base al uso de la red (topología).

145

Los cargos asignados a las generaciones y demandas dependerán de la

ubicación, esto es si la demanda está situada en áreas exportadoras los cargos

son mayores que las demandas situadas en áreas importadoras. Por lo que, este

resultado es el previsto de las simulaciones, debido a que las demandas situadas

en zonas de poca generación necesitan buscar generadores que suministren su

potencia con lo cual se alejan del centro de consumo. En cambio, las demandas

situadas en zonas de gran producción de generación tendrán cargos menores,

por lo que el uso de las líneas no es necesario para abastecer las demandas, con

lo cual se comprueba lo manifestado en el acápite anterior, que se indica la

medida de uso de la red considerando la operación del sistema.

Un inconveniente que se observa en el método de Bialek es que no es posible

asignar el cargo complementario de una única línea sin calcular el de todas las

otras. Esto principalmente por ser métodos recursivos que requieren de los

cálculos de las otras líneas para obtener el deseado. Así mismo, el método

propuesto por Bialek son métodos de cambios absolutos, en cambio el método de

Factores de Distribución entregan resultados a cambios incrementales (matriz de

factores de distribución) y dependen de la elección de la barra de referencia. Por

su parte, los métodos propuestos para la herramienta computacional entregan

resultados independientes de la elección del generador marginal o barra de

referencia.

En resumen los resultados obtenidos aplicando la herramienta computacional

"TCP" muestran diferencias entre los métodos, siendo en algunos casos estas

diferencias bastantes considerables. Incluso existen agentes que según un

método deberían contribuir a pagar por los costos de una línea, y según otro no.

Al ser indiferente el método utilizado para asignar los cargos complementarios,

cobra especial relevancia el análisis crítico que enfoque el usuario al hacer uso de

"TCP" en base a ventajas e inconvenientes de cada uno de los métodos, de

manera que sirva de criterio para la elección del más idóneo en el sistema

analizado.

146

En base a estos criterios se precisa una clara idea del porque de la creación de

esta herramienta para suplir las necesidades que se han manifestado a lo largo

del desarrollo de este proyecto de titulación para finalmente ver que es una

herramienta de fácil y didáctico manejo una vez que se ha construido el sistema

eléctrico de potencia.

147

7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

En los países donde se ha desregulado el sistema eléctrico como en Ecuador, ha

surgido un aspecto importante a considerar; tener herramientas computacionales

que permitan simular al sistema eléctrico de potencia en base al esquema tarifario

para repartir en forma adecuada y equitativa las pérdidas y remunerar las

instalaciones de transmisión, esto es debido a la importancia que radica en la

correcta elección del esquema tarifario para que éste no interfiera en la toma de

decisiones al resto de los agentes del sistema como generadores y consumidores.

Es por ello que en el Capítulo III se presentan los métodos a ser programados en

la herramienta computacional "TCP", como alternativas dentro de los métodos de

tarifación de los sistemas de transmisión, tomándose como base el esquema de

tarifación marginalista de corto plazo para tener el Despacho Económico previo a

la aplicación de los métodos descritos anteriormente; sin embargo al no recuperar

este método la totalidad de los costos de inversión y operación de las redes, se ha

hecho necesario el cobro de un cargo complementario el cual debe ser distribuido

entre los usuarios del sistema, es por esto que se ha requerido modelar dos

escenarios, uninodal que reparte la totalidad de los costos de transmisión y

multinodal que reparte la diferencia entre los costos totales de transmisión y los

cargos obtenidos por la tarifación marginalista.

En este proyecto se presenta la herramienta computacional "TCP" como

alternativa de estudio, simulación y análisis bajo los parámetros de repartición de

pérdidas y asignación de costos, tanto en un enfoque a nivel académico y/o

empresarial de instituciones como el CONELEC, de los métodos presentados se

busca encontrar una aproximación que permita dar una respuesta clara a los

problemas mencionados.

La herramienta computacional "TCP" en base a las características detalló en el

capítulo anterior, se puede constatar la operación correcta de la herramienta,

permitiendo tener un instrumento apropiado para la construcción de modelos de

sistemas eléctricos de potencia con el fin de permitir ejecutar despachos

148

económicos, repartir pérdidas, asignar costos y exportar datos; verificándose y

concluyéndose de esta manera la versatilidad, funcionalidad y facilidad para el

manejo de la herramienta computacional "TCP".

La simulación que se ha realizado a través de la herramienta computacional

"TCP" descrito en el Capítulo IV, en la cual se especifica cada contenido que

posee la herramienta para el uso adecuado del mismo, la base fundamental de

esta herramienta mediante los métodos programados es la manera de medir el

uso de la red tratando de “perseguir” el flujo de potencia desde que parte de los

generadores hasta la que llega a los consumidores, en otras palabras la manera

de cuantificar la contribución de un generador o carga al flujo por una línea. Como

resulta evidente, las leyes de la física que rigen el comportamiento de los

sistemas eléctricos hacen que esto sea un verdadero desafío, ya que no es

posible distinguir los electrones de cada generador y así saber que camino

recorren. Es por esto que lo que estos métodos pretenden es establecer

aproximaciones que permitan llegar a resultados razonables para los fines de

repartir las pérdidas y los costos de transmisión. Sin embargo, se debe considerar

una limitante en la aplicación de estos métodos que es cuando se tiene

generación hundida, vale decir aquellos cuya generación es menor al consumo en

la barra en la cual están inyectando su potencia y que por lo tanto son

considerados por sus dueños como no usuarios del sistema de transmisión, estos

métodos no dan solución factible cuando se presenta esto debido a que asignan

responsabilidades sobre estos generadores.

En general no existen argumentos sólidos que permitan favorecer un método

respecto de otro, ya que los tres utilizan principios que no pueden ser ni

justificados ni rechazados de antemano.

Otro aspecto fundamental que se debe considerar al simular estos métodos, es

que los tres dependen de las condiciones de operación del sistema, de forma tal

que cualquier cambio de inyección o retiro de potencia puede modificar

completamente los resultados obtenidos; es así, que de lo expuesto y simulado se

considera que los resultados mediante la aplicación de los métodos de Bialek y

149

Factores de Distribución para repartir pérdidas y costos respectivamente, por

hacer uso de la red son más fiables descartando de esta manera a los métodos

de Prorrateo y Estampilla Postal por no visualizar el uso de la red sino más bien

que socializa la capacidad de generación y la de consumo haciéndole partícipe

dentro del sistema de transmisión, penalizando de esta manera a los usuarios que

no hacen uso de la red.

Adicionalmente, la flexibilidad del manejo de los resultados a través de las

simulaciones requeridas brinda la facilidad de poder desarrollar los análisis

posteriores a beneficio del usuario, con lo cual se concluye que el programa

cumple con las características propuestas en el desarrollo del presente proyecto

de titulación.

El cumplimiento de los objetivos propuestos ha sido la base fundamental para

encaminar el desarrollo de esta herramienta, de esta manera brindar soporte a la

Escuela Politécnica Nacional y al Consejo Nacional de Electricidad (CONELEC),

para estudios académicos y aplicación al Sistema Nacional Interconectado, con lo

cual se valide la veracidad de esta herramienta.

Finalmente, a partir de este acápite se darán las recomendaciones necesarias

para la correcta utilización de la herramienta computacional TCP, el cual permita

la utilización rápida y fácil del sistema a modelar, teniendo en cuanta el manual

que se ha diseñado en la que se explica los criterios básicos de instalación y

utilización.

Se debe tener conocimientos básicos del programa computacional Matlab

(SIMULINK), para poder diseñar el sistema requerido, luego de ello verificar los

parámetros del sistema de tal manera que al momento de cargar los datos no

exista errores, con el fin de asegurar que los resultados sean los adecuados.

Seguidamente, el usuario podrá escoger los escenarios de análisis como se ha

explicado en los capítulos correspondientes. Finalmente tener los resultados que

se pueden obtener en formato Excel o Notepad, facilitando verificaciones,

comprobaciones o estudios posteriores con estos resultados obtenidos.

150

8. REFERENCIAS

[1] Ley de Régimen del Sector Eléctrico. CAPÍTULO VI. De Las Empresas de

Generación, Transmisión y Distribución. Obligaciones de las Empresas de

Generación, artículo 31.

[2] CONSEJO NACIONAL DE ELECTRICIDAD (CONELEC). Plan nacional de

electrificación del ecuador 2007-2016. www.conelec. gov.ec.

[3] Ley de Régimen del Sector Eléctrico. CAPÍTULO VIII. Mercados y Tarifas.

Principios Tarifarios, artículo 53.

[4] Ley de Régimen del Sector Eléctrico. CAPÍTULO VIII. Mercados y Tarifas.

Tarifas de Transmisión, artículo 57.

[5] APLICACIÓN DEL MANDATO CONSTITUYENTE No. 15; Regulación No.

CONELEC-006/08

[6] DÍAZ, R. Estudio sobre la Factibilidad de la implementación de un Modelo

de Comprador Único o Monopsonio en el Mercado Eléctrico Mayorista de

Ecuador. Escuela Politécnica Nacional. Abril 2009.

[7] ARELLANO, M. SERRA, P. Principios para tarificar la transmisión eléctrica.

Octubre de 2003

[8] ZOLEZZI, J. Asignación de Costos de Transmisión Vía Juegos

Cooperativos y Formación de Coaliciones. Universidad Santiago de Chile –

Chile. Mayo 2002.

[9] SALAZAR, G. Tarifación Óptima de Servicios de Transmisión en Mercados

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Argentina. Septiembre 2005.

151

[10] PÉREZ-ARRIAGA, J.I. Pricing of Transmission Services, Working Paper,

IIT 992-30, Instituto de Investigación Tecnológica, Universidad Pontificia

Comillas, Madrid, España, Junio 1992.

[11] KINNUNEN, K. Network Pricing in the Nordic Countries, Tesis Doctoral,

Carl von Ossietzky Universität Oldenburg, Finlandia, Sep 2003.

[12] WAKEFIELD, R.A. GRAVES, J.S. VOJDANI, A.F. A Transmission Services

Costing Framework, IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 12, No. 2,

May 1997, pp. 622 – 628.

[13] Cura, E.M. Tarificación de Sistemas de Transmisión Eléctrica: Evaluación

de Metodologías de Asignación de Cargos Complementarios”, Tesis de

Maestría, Pontificia Universidad Católica de Chile, 1998.

[14] Tomé-Saraiva, J.P- Tarifacao do Uso das Redes, Relatorio Final, INESC

Porto-Portugal, Julio 2000.

[15] Conejo, A. Galiana, F. Kochar, I. “INCREMENTAL TRANSMISSION LOSS

ALLOCATION ANDER POOL DISPATCH”, IEE transaction on Power

Systems, Vol. 17, Febrero 2002.

[16] Argüello, G. Salazar, P. "ANÁLISIS DE MÉTODOS DE SANCIÓN DE

PRECIOS EN EL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA", Publicación para

la Escuela Politécnica Nacional.

[17] Armas, L. “MÉTODOS DE ASIGNACIÓN DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA

DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN EN EL MERCADO ELÉCTRICO

MAYORISTA DEL ECUADOR”, Tesis de Ingeniería Escuela Politécnica

Nacional, Ecuador; Agosto 2005.

[18] Bialek, J.W. “TRACING THE FLOW OF ELECTRICITY”, IEE Proceedings

on Generation, Transmission and Distribution, Vol. 143, No. 4, Jul. 1996.

152

[19] Chamba, S. "PROPUESTA PARA LA ELIMINACIÓN DE LOS FACTORES

DE NODO EN LA EVALUACIÓN DE LAS TRANSACCIONES

COMERCIALES DE ENERGÍA EN EL MERCADO ELÉCTRICO

ECUATORIANO", Tesis de Ingeniería Escuela Politécnica Nacional,

Ecuador; Febrero 2007.

[20] Shirmohammadi, D. Filho, X.V. Gorenstin, B. Pereira, M.V.P. "Some

fundamental technical concepts about cost based transmission pricing",

IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 11, No. 2, May 1996, pp. 1002

– 1008.

[21] F. Danitz, H. Rudnick, J. Zolezzi, D. Watts, “Use Based Allocation Methods

for payment of Electricity Transmission Systems”, PowerCon 2002 IEEE-

PES/CSEE International Conference on Power System Technology,

Kunming, China, October 13-17, 2002.

[22] Wood, A.J. Wollenberg, B.F. “Power Generation, Operation, and Control”,

Second Edition, John Wiley and Sons Inc.

153

ANEXOS

A DESPACHO ECONÓMICO

A.1. FLUJO DE POTENCIA

Figura A-1-1 Modelo pi de la Línea de Transmisión para un Flujo AC

Resolviendo un el flujo de potencia AC, para la línea de la Figura A-1, la potencia

activa real que fluye desde la barra i hasta la barra j es:

( ) ( )2cos sinij ij i ij i j i j ij i j i jP G E G E E B E Eθ θ θ θ= − − + − A-1

Donde:

2 2

ij ij

ijij

RG

R X=

+ A-2

2 2

ij ij

ijij

XB

R X=

+ A-3

La "linealización" de flujos de potencia AC facilita la solución de los mismos, de

acuerdo a esto el problema se convierte en lineal y no se hace iterativo. En La

realización de las simplificaciones se considera:

• Magnitud de los voltajes en las barras todos se considera 1 p.u.:

1.0i jE E= = A-4

• Reactancia de la línea mucho mayor que la resistencia:

154

ij ijX Rff A-5

En consecuencia:

2 20

ij ij

ijij

RG

R X= ≈

+ A-6

2 2

1

ij ij

ijij

ij

XB

R X X= =

+ A-7

• Se asume una diferencia angular ( )i jθ θ− bien pequeña de tal manera que:

( )cos 1i jθ θ− = A-8

( ) ( )sin i j i jθ θ θ θ− = − A-9

Figura A-1-2 Modelo de la Línea para Flujo DC

Tomando en cuenta estas simplificaciones en A-1, el flujo de potencia activa real

para una línea modelada como en la Figura A-2, se puede expresar como:

( )i j

ijij

PX

θ θ−= A-10

Las inyecciones nodales pueden ser expresadas en función de los flujos de

potencia, así:

( )i j

i ijj j ij

P PX

θ θ−= =∑ ∑ A-11

En donde j es el subíndice de todos los nodos conectado directamente a través de

una línea al nodo i.

155

De forma matricial, A-11 se puede tener de la siguiente manera:

[ ]1 1

2 2

n n

P

PB

P

θθ

θ

=

A-12

[ ] [ ][ ]P B θ=

A-13

En donde:

[ ]P Es el vector de inyecciones nodales.

[ ]B Es la matriz de reactancias de nodo.

[ ]θ Es el vector de ángulos de fase nodales.

En la solución de flujos de potencia se conocen las inyecciones nodales y la

matriz [B]; es por esto, que la solución del flujo puede expresarse a través de:

[ ] [ ] [ ]1B Pθ −= A-14

[ ] [ ][ ]X Pθ = A-15

La matriz [B] es una matriz singular debido a esto no puede ser invertida. Para

obtener su inversa se debe encontrar una submatriz colocando ceros en los

elementos de la fila y columna del nodo de referencia. De esta forma la matriz [X]

es la inversa de la submatriz de [B] más una fila y una columna de ceros

correspondientes a la barra de referencia (NBR).

A.2. PÉRDIDAS DE TRANSMISIÓN

Las pérdidas Perdij de la línea i-j pueden definirse como:

ij jiPerd P P= + A-16

156

Utilizando A-10 para determinar las pérdidas en las líneas, éstas resultarían nulas

ya que es una expresión para un flujo sin pérdidas. Por lo tanto se debe partir de

la expresión A-1, de donde se obtiene:

( )222 cosij ij i j i j i jPerd G E E E E θ θ = + − −

A-17

Reemplazando A-2 en A-17 se obtiene:

( ) ( )22

2 2

12 cosij i j ij ij i j i j

ij ij

Perd E E R R E ER X

θ θ = + − − +

A-18

Considerando en A-18 los criterios antes mencionados para el flujo de potencia

DC, se obtiene:

( ) 2

2i j

ij ij ij ijij

Perd R R PX

θ θ − = =

A-19

2l l lPerd R F= A-20

A.3. FORMULACIÓN DEL DESPACHO ECONÓMICO

En base a la explicación anterior en cuanto a formulación de flujo DC se tiene la

relación de las inyecciones nodales Pi con los flujos de potencia por las líneas

como sigue:

1 1

2 2

111 12 1

21 22 2 2

1 2 11

.

.

. . . . ..

.i il l

g di

g di

l l li lg dN N NN

P P FA A A

P PA A A F

A A A FP P× ××

− − =

−

A-21

Matricialmente, A-20 se puede expresar de la siguiente manera:

[ ][ ] [ ]A I F= A-22

157

Donde:

N

Es el número de nodos en la red.

lN Es el número de líneas en la red.

[ ]A Es la matriz de factores de distribución. Es la matriz de sensibilidad de

flujos con respecto a las inyecciones nodales.

[ ]I Es el vector de inyecciones nodales, en el cual i ii g dI P P= −

[ ]F Es el vector de flujos de potencia por las líneas.

El problema del Despacho Económico de unidades generadoras en el corto plazo

se formulará considerando los costos de producción de cada unidad generadora.

De este modo el problema de optimización queda expresado de la siguiente

manera:

Minimizar: ( )1

g

i

N

i gi

Z C P=

=∑ A-23

Sujeto a:

Restricciones de Balance:

1 1 1

: g l

i i

N NN

g d li i l

P P Perd= = =

Θ = +∑ ∑ ∑ A-24

Restricciones de capacidad de generación:

,min ,max:

i i ii g g gP P PΩ ≤ ≤ A-25

Restricción de capacidad de transmisión:

,min ,max: l l l lF F FΦ ≤ ≤ A-26

Utilizando multiplicadores de Lagrange es posible transformar el problema de

optimización con restricciones en un problema equivalente sin restricciones. La

158

formulación del Lagrangiano considerando la función objetivo A-22 y las

restricciones A-23, A-24 y A-25 queda de la siguiente forma:

Minimizar: , ,i lL Z λ ξ µ= + Θ + Ω + Φ A-27

159

B PARÁMETROS DE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS DE

POTENCIA MODELADOS

B.1. SISTEMA DE PRUEBA DE TRES NODOS

Figura B-1-3 Diagrama del Sistema 3-n

Barra Potencia Instalada

[MW]

A

[USD]

B

[USD/MWh]

C

[USD/MWh^2]

1 500 561 7,92 0,001562

2 400 310 7,85 0,00194

3 300 78 7,97 0,00482

Tabla B-1-1 Parámetros de los Generadores 3-n

Desde Hasta Capacidad

[MW]

Longitud

[Km]

R

[pu]

X

[pu]

Costo Fijo

[USD]

Vida útil

[años]

Tasa de interés

[%]

1 2 200 8 0,02 0,2 6.000.000 30 10

1 3 150 12 0,02 0,3333 9.000.000 30 10

2 3 250 5 0,02 0,05 4.000.000 30 10

Tabla B-1-2 Parámetros de las Líneas de Transmisión 3-n

160

B.2. SISTEMA DE PRUEBA DE ONCE NODOS

Figura B-2-4 Diagrama del Sistema 11-n

161

POTENCIA INSTALADA B

[ MW ] [ USD/MWh ]

1 930,00 30

1 38,40 54,26

1 3,00 78,252 130,00 49,23 131,00 53,864 143,00 64,924 81,00 72,674 42,00 70,355 200,40 306 10,00 49,417 220,00 308 100,00 542,69 67,20 309 2,40 76,279 155,60 309 2,90 76,27

10 26,00 72,99810 5,90 3010 7,80 81,4910 3,00 3010 11,90 3010 107,70 72,99811 8,00 92,811 1,30 83,444

Barra

Tabla B-2-3 Parámetros de los Generadores 11-n

CAPACIDAD LONGITUD R X COSTO FIJO VIDA ÚTIL TASA DE INTER ÉS

[MW] [km] [pu] [pu] [USD] años %1 2 342 135,74 0,02 0,1245 3.646.578,16 40,00 81 2 342 135,74 0,02 0,1245 3.646.578,16 40,00 81 4 342 188,43 0,02 0,1713 4.965.391,61 40,00 81 4 342 188,43 0,02 0,1713 4.965.391,61 40,00 81 9 342 200,18 0,02 0,1857 5.555.927,25 40,00 81 11 342 157,3 0,02 0,1459 8.379.013,17 40,00 82 4 353 52,7 0,01 0,0471 1.394.132,70 40,00 82 4 353 52,7 0,01 0,0471 1.394.132,70 40,00 83 4 353 28,28 0,00 0,0253 873.157,73 40,00 83 4 353 28,28 0,00 0,0253 873.157,73 40,00 84 5 353 145,25 0,02 0,1298 3.859.259,33 40,00 84 5 353 145,25 0,02 0,1298 3.859.259,33 40,00 85 6 353 104 0,02 0,0929 2.763.225,87 40,00 85 6 353 104 0,02 0,0929 2.763.225,87 40,00 86 10 342 78,34 0,01 0,0727 2.264.507,86 40,00 86 10 342 78,34 0,01 0,0727 2.264.507,86 40,00 87 8 200 213 0,02 0,1979 5.911.741,95 40,00 87 8 200 213 0,02 0,1979 5.911.741,95 40,00 88 10 342 46 0,01 0,0428 1.276.714,22 40,00 88 10 342 46 0,01 0,0428 1.276.714,22 40,00 89 10 342 110,09 0,01 0,1021 3.022.431,49 40,00 89 10 342 110,09 0,01 0,1021 3.022.431,49 40,00 89 11 342 42,88 0,00 0,0398 2.335.753,09 40,00 8

DESDE HASTA

Tabla B-2-4 Parámetros de las Líneas de Transmisión 11-n

162

B.3. SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO DE 138 kV y 23 0 kV

Paute-C

C.T Catamayo

C.T Milagro

Interconexion Colombia 230

C.H AlaoC.H Rio Blanco

C.T Riobamba

EMELGUR 1MILAGRO

E. E. RIOBAMBAE. E. BOLIVAR

SLACK

E.E.R. SUR

CH. SaucayCH. Saymirin

E.E.R. CENTROSURAZOGUES

C. H. Abanico

Paute-AB

EER EL ORO 1

EER EL ORO 2 C. MachalaC. Cambio

C. T . Machala Power

C. H. Sibimbe

EMELRIOS

EMELGUR 2

AlvaroT inajeroElectroquil 2

C. T . G . Zevallos

CATEG-D 5EMELGUR 3

CATEG-D 1

C. T. E. Garcia

C.T . A. Santos

CATEG-D 2C.T. T rinitaria

CATEG-D 3

TermoGuayas

Intervisa TradeVictoria II

CATEG-D 4

GenerocaElectroquil 1

HOLCIN

C.T PlayasC.T Posorja STA ELENA 1

C.T Libertad

STA ELENA 2

C. H. CalopeEMELGUR 4

C. H. Laniado

C. H. Poza Onda

MANABI 1

C.T Miraflores MANABI 2

C. H. EsperanzaMANABI 3

MANABI 4

ESMERALDASTermo

Esmeraldas

STO DOMINGO

C. Propicia

EEQSA 1

C.T Santa Rosa

C.H. Guangopolo

C.T . Luluncoto

C.H.Cumbaya

C.H.Nayon

EEQSA 5

C.H Il luchiELEPCOSA

C.H. Pucará

C.T.Guangopolo

EEQSA 6

C.H Ambi

NORTE 1

C.H San MiguelC.H El Angel

NORTE 2

Interconexion Colombia 138

E.E.AMBATO 1

C.T BatanC.T Lligua

E. E.AMBATO 2

E.E. Ambato

AMBATO 5

E. E.AMBATO 3

E.E. AMBATO 4

E.E. Sucumbios

SUCUMBIOS

C. H. Agoyan

C. H. San Francisco

SISTEMA NACIONAL

INTERCONECTADO

CEDEGE

C.T Hernandez

EEQSA 2

EEQSA 3 EEQSA 4

C.H RecuperadoraEMAAP

CH Carlos Mora

C T Descanso

CT San Francisco

C H Peninsula

C H Chimbo

C T Guaranda

63. RIOBAMBA

62. FCO. ORELLANA 61. TENA

60. PUYO

59. AGOYAN

58. BAÑOS

57. SAN FRANCISCO

56. TOTORAS 230

55. TOTORAS 138

54. AMBATO

53. PUCARA

52. MULALO

51. PANAMERICANA 50. TULCAN

49. IBARRA

48. JAMONDINO

47. POMASQUI 230

46. POMASQUI 138

45. GUANGOPOLO

44. VICENTINA 138

43. S/E 1942. SELVA ALEGRE

41. E. ESPEJO

40. SANTA ROSA 138

39. SANTA ROSA 230

38. ESMERALDAS

37. SANTO DOMINGO 138

36. SANTO DOMINGO 230

35. SEVERINO

34. CHONE

33. MONTECRISTI

32. S. GREGORIO 230

31. S. GREGORIO 138

30. PORTOVIEJO

29. DAULE PERIPA

28. QUEVEDO 138

27. QUEVEDO 230

26. S. ELENA

25. POSORJA24. CHONGON

23. CARAGUAY22. ESCLUSAS 138

21. ESCLUSAS 230

20. TRINITARIA 230

19. TRINITARIA 138 18. SALITRAL

17. POLICENTRO

16. PASCUALES 138

15. PASCUALES 230 14. DOS CERRITOS

13. BABAHOYO

12. BAJO ALTO

11. MACHALA 138

10. IDELFONSO 138

09. MACHALA 230

08. IDELFONSO 230

07. MILAGRO 138

06. MILAGRO 230 05. MOLINO 230

04. MOLINO 138

03. ABANICO 02. CUENCA

01. LOJA

Figura B-3-5 Diagrama del Sistema Nacional Interconectado

163

POTENCIA INSTALADA B[ MW ] [ USD/MWh ]

1 LOJA CATAMAYO D 20,40 86,95 1 LOJA CARLOS MORA H 2,40 20,00 2 CUENCA DESCANSO BD 19,20 40,74 2 CUENCA SAUCAY-SAYMIRIN H 38,40 20,00 3 ABANICO ABANÍCO H 15,00 20,00 4 MOLINO 138 PAUTE AB H 500,00 20,00 5 MOLINO 230 PAUTE C H 575,00 20,00 6 MILAGRO 230 MILAGRO D 15,00 67,01

11 MACHALA 138 MACHALA - CAMBIO D 16,00 89,27 12 BAJO ALTO MACHALA POWER G 140,00 39,25 13 BABAHOYO SIBIMBE H 15,00 20,00 16 PASCUALES 138 ENRIQUE GARCIA DG 102,00 74,64 18 SALITRAL ELECTROQUIL II DG 80,00 84,92 18 SALITRAL ANIBAL SANTOS BV 33,00 60,97 18 SALITRAL ANIBAL SANTOS DG 100,00 90,76 18 SALITRAL G. ZEVALLOS BV 146,00 48,03 18 SALITRAL G. ZEVALLOS DG 30,94 103,57 18 SALITRAL ALVARO TINAJERO DG 81,50 76,48 19 TRINITRARIA 138 TRINITARIA BV 133,00 41,68 21 ESCLUSAS 230 TERMOGUAYAS BD 150,00 48,83 22 ESCLUSAS 138 VICTORIA II D 115,00 80,74 24 CHONGON ELECTROQUIL I DG 80,00 86,17 24 CHONGON ROCAFUERTE B 34,40 55,93 25 POSORJA PLAYAS - POSORJA D 4,60 76,00 26 SANTA ELENA LA LIBERTAD D 27,10 69,55 28 QUEVEDO 138 CALOPE H 15,00 20,00 29 DAULE PERIPA LANIADO H 213,00 20,00 30 PORTOVIEJO POZA HONDA H 3,40 20,00 33 MONTECRISTI MIRAFLORES D 50,60 79,22 34 CHONE ESPERANZA H 6,40 20,00 38 ESMERALDAS ESMERALDAS BV 132,50 29,66 38 ESMERALDAS LA PROPICIA D 8,80 39,74 40 SANTA ROSA 138 SANTA ROSA DG 51,30 92,61 40 SANTA ROSA 138 GUANGOPOLO H 20,90 20,00 40 SANTA ROSA 138 LULUNCOTO D 9,00 74,95 40 SANTA ROSA 138 G. HERNANDEZ BD 34,20 42,60 40 SANTA ROSA 138 RECUPERADORA H 14,70 20,00 44 VICENTINA 138 CUMBAYÁ H 37,00 20,00 44 VICENTINA 138 NAYÓN H 28,00 20,00 45 GUANGOPOLO GUANGOPOLO BD 31,20 42,80 48 JAMONDINO INTERCONEXIÓN 230 kV Ref H 220,00 20,00 49 IBARRA AMBI H 8,00 20,00 50 TULCAN SAN FRANCISCO D 3,00 89,54 50 TULCAN SAN MIGUEL - EL ANGEL H 2,70 20,00 51 PANAMERICANA INTERCONEXIÓN 138 kV Ref H 200,00 20,00 52 MULALO ILLUCHI H 9,40 20,00 53 PUCARA PUCARÁ H 76,00 20,00 55 TOTORAS 138 BATÁN - LLIGUA D 5,00 82,80 55 TOTORAS 138 PENÍNSULA H 3,00 20,00 57 SAN FRANCISCO SAN FRANCISCO H 226,00 20,00 59 AGOYÁN AGOYÁN H 156,00 20,00 61 TENA TENA D 4,70 81,59 62 FCO. ORELLANA FCO. DE ORELLANA D 4,70 81,59 63 RIOBAMBA ALAO - RIO BLANCO H 13,50 20,00 63 RIOBAMBA RIOBAMBA D 2,50 81,59 63 RIOBAMBA CHIMBO H 1,90 20,00 63 RIOBAMBA GUARANDA D 2,60 76,41

NOMBREBarra UNIDAD TIPO

Tabla B-3-5 Parámetros de los Generadores del SNI

164

DEMANDA[MW]

1 LOJA 138 SUR 45,402 CUENCA 138 CENTROSUR - AZOGUES 148,506 MILAGRO 230 MILAGRO - GUAYAS LOS RIOS I 100,809 MACHALA 230 EL ORO I 30,70

11 MACHALA 138 EL ORO II 68,8013 BABAHOYO 138 LOS RIOS 51,1014 DOS CERRITOS 230 GUAYOS LOS RIOS II 75,9016 PASCUALES 138 GUAYAS LOS RIOS III- CATEG V 162,8017 POLICENTRO 138 CATEG I 121,4018 SALITRAL 138 CATEG II 266,2019 TRINITARIA 138 CATEG III 132,7023 CARAGUAY 138 CATEG IV 115,1724 CHONGÓN 138 HOLCIN-CEDEGE 36,5025 POSORJA 138 SANTA ELENA 40,7026 SANTA ELENA 138 SANTA ELENA II 15,3028 QUEVEDO 138 GUAYAS LOS RIOS IV 56,9030 PORTOVIEJO 138 MANABÍ I 114,9033 MONTECRISTI 138 MANABÍ II 23,9034 CHONE 138 MANABÍ III 54,3035 SEVERINO 138 MANABÍ IV 1,0037 SANTO DOMINGO 138 SANTO DOMINGO 65,4038 ESMERALDAS 138 ESMERALDAS 65,6040 SANTA ROSA 138 QUITO I 140,2041 ESPEJO 138 QUITO II 87,6042 SELVA ALEGRE 138 QUITO III 69,6043 S/E 19 138 QUITO IV 116,8044 VICENTINA 138 QUITO V 147,6045 GUANGOPOLO 138 QUITO VI 23,0049 IBARRA 138 NORTE I 38,3050 TULCÁN 138 NORTE II 35,7052 MULALÓ 138 ELEPCOSA 51,2054 AMBATO 138 AMBATO I 18,5055 TOTORAS 138 AMBATO II 36,8058 BAÑOS 138 AMBATO III 9,4060 PUYO 138 AMBATO IV 8,4061 TENA 138 AMBATO V 6,0062 FCO ORELLANA 138 SUCUMBÍOS 17,2063 RIOBAMBA 138 RIOBAMBA - BOLÍVAR 58,00

BARRA EMPRESANOMBRE

Tabla B-3-6 Parámetros de Demandas del SNI

165

CAPACIDAD LONGITUD R X COSTO FIJO VIDA ÚTIL INTERÉS[MW] [km] [pu] [pu] [USD] años %

1 2 CUENCA 138 kV LOJA 138 kV 138 kV 141,00795 0,0410 0,1279 6.039.000,00 45 81 2 CUENCA 138 kV LOJA 138 kV 138 kV 141,00795 0,0410 0,1279 6.039.000,00 45 82 3 CUENCA 138 kV ABANICO 138 kV 138 kV 95,833333 0,0363 0,0930 10.780.000,00 45 82 4 CUENCA 138 kV MOLINO 138 kV 138 kV 141,00795 0,0206 0,0639 3.019.500,00 45 82 4 CUENCA 138 kV MOLINO 138 kV 138 kV 141,00795 0,0206 0,0639 3.019.500,00 45 85 6 MOLINO 230 kV MILAGRO 230 kV 230 kV 342,02789 0,0152 0,1237 10.185.000,00 45 85 6 MOLINO 230 kV MILAGRO 230 kV 230 kV 342,02789 0,0152 0,1237 10.185.000,00 45 85 15 MOLINO 230 kV PASCUALES 230 kV 230 kV 342,02789 0,0211 0,1715 14.122.500,00 45 85 15 MOLINO 230 kV PASCUALES 230 kV 230 kV 342,02789 0,0211 0,1715 14.122.500,00 45 85 56 MOLINO 230 kV TOTORAS 230 kV 230 kV 342,02789 0,0225 0,1857 26.026.000,00 45 85 63 MOLINO 230 kV RIOBAMBA 230 kV 230 kV 342,02789 0,0177 0,1459 20.449.000,00 45 86 8 MILAGRO 230 kV S. IDELF 230 kV 230 kV 342,02789 0,0127 0,1048 14.690.000,00 45 86 14 MILAGRO 230 kV D.CERR 230 kV 230 kV 353,03187 0,0048 0,0382 5.564.000,00 45 86 15 MILAGRO 230 kV PASCUALES 230 kV 230 kV 342,02789 0,0059 0,0480 6.851.000,00 45 87 10 MILAGRO 138 kV S.IDELF 138 kV 138 kV 160,84757 0,0345 0,1056 5.071.500,00 45 87 10 MILAGRO 138 kV S.IDELF 138 kV 138 kV 160,84757 0,0345 0,1056 5.071.500,00 45 87 13 MILAGRO 138 kV BABAHOYO 138 kV 138 kV 160,84757 0,0144 0,0427 3.311.000,00 45 88 9 S. IDELF 230 kV MACHALA 230kV 230 kV 342,02789 0,0022 0,0197 2.730.000,00 45 810 11 S.IDELF 138 kV MACHALA 138 kV 138 kV 160,84757 0,0064 0,0197 945.000,00 45 810 11 S.IDELF 138 kV MACHALA 138 kV 138 kV 160,84757 0,0064 0,0197 945.000,00 45 810 12 S. IDELF 138 kV BAJO ALTO 138 kV 138 kV 178,74963 0,0029 0,0104 784.000,00 45 814 15 D.CERR 230 kV PASCUALES 230 kV 230 kV 353,03187 0,0011 0,0088 1.287.000,00 45 815 20 PASCUALES 230 kV TRINITARIA 230 kV 230 kV 353,03187 0,0032 0,0253 2.122.500,00 45 815 20 PASCUALES 230 kV TRINITARIA 230 kV 230 kV 353,03187 0,0032 0,0253 2.122.500,00 45 815 27 PASCUALES 230 kV QUEVEDO 230 kV 230 kV 353,03187 0,0162 0,1298 10.897.500,00 45 815 27 PASCUALES 230 kV QUEVEDO 230 kV 230 kV 353,03187 0,0162 0,1298 10.897.500,00 45 816 17 PASCUALES 138 kV POLICENTRO 138 kV 138 kV 178,74963 0,0039 0,0140 679.500,00 45 816 17 PASCUALES 138 kV POLICENTRO 138 kV 138 kV 178,74963 0,0039 0,0140 679.500,00 45 816 18 PASCUALES 138 kV SALITRAL 138 kV 138 kV 178,74963 0,0044 0,0161 783.000,00 45 816 18 PASCUALES 138 kV SALITRAL 138 kV 138 kV 178,74963 0,0044 0,0161 783.000,00 45 816 24 PASCUALES138 kV CHONGON 138 kV 138 kV 160,84757 0,0074 0,0227 1.089.000,00 45 816 24 PASCUALES138 kV CHONGON 138 kV 138 kV 160,84757 0,0074 0,0227 1.089.000,00 45 818 19 SALITRAL 138 kV TRINITARIA 138 kV 138 kV 178,74963 0,0031 0,0111 540.000,00 45 818 19 SALITRAL 138 kV TRINITARIA 138 kV 138 kV 178,74963 0,0031 0,0111 540.000,00 45 820 21 TRINITARIA 230 kV B_ESCLU_230 230 kV 643,02789 0,0006 0,0049 975.000,00 45 822 23 B_ESCLUSAS 138 kV CARAGUAY 138 kV 138 kV 178,74963 0,0015 0,0055 270.000,00 45 822 23 B_ESCLUSAS 138 kV CARAGUAY 138 kV 138 kV 178,74963 0,0015 0,0055 270.000,00 45 824 25 CHONGON 138 kV POSORJA 138 kV 138 kV 141,00795 0,0216 0,0670 4.928.000,00 45 824 26 CHONGON 138 kV S. ELENA 138 kV 138 kV 141,00795 0,0249 0,0774 3.658.500,00 45 824 26 CHONGON 138 kV S. ELENA 138 kV 138 kV 141,00795 0,0249 0,0774 3.658.500,00 45 827 32 QUEVEDO 230 kV S. GREGORIO 230 kV 230 kV 353,03187 0,0123 0,0983 14.300.000,00 45 827 36 QUEVEDO 230 kV STO. DOMINGO 230 kV 230 kV 353,03187 0,0116 0,0929 7.800.000,00 45 827 36 QUEVEDO 230 kV STO. DOMINGO 230 kV 230 kV 353,03187 0,0116 0,0929 7.800.000,00 45 828 29 QUEVEDO 138 kV D_PERIPA 138 kV 138 kV 160,84757 0,0132 0,0405 1.944.000,00 45 828 29 QUEVEDO 138 kV D_PERIPA 138 kV 138 kV 160,84757 0,0132 0,0405 1.944.000,00 45 829 30 D_PERIPA 138 kV PORTOVIEJO 138 kV 138 kV 160,84757 0,0279 0,0855 4.104.000,00 45 829 30 D_PERIPA 138 kV PORTOVIEJO 138 kV 138 kV 160,84757 0,0279 0,0855 4.104.000,00 45 829 34 D_PERIPA 138 kV CHONE 138 kV 138 kV 160,84757 0,0159 0,0469 3.640.000,00 45 830 31 PORTOVIEJO 138 kV S. GREGORIO 138 kV 138 kV 199,85272 0,0022 0,0070 511.000,00 45 831 33 S. GREGORIO 138 kV MONTECRISTI 138 kV 138 kV 226,9514 0,0069 0,0254 1.890.000,00 45 834 35 CHONE 138 kV SEVERINO 138 kV 138 kV 160,84757 0,0092 0,0281 2.100.000,00 45 836 39 STO. DOMINGO 230 kV STA. ROSA 230 kV 230 kV 342,02789 0,0088 0,0726 5.872.500,00 45 836 39 STO. DOMINGO 230 kV STA. ROSA 230 kV 230 kV 342,02789 0,0088 0,0726 5.872.500,00 45 837 38 STO.DOMINGO 138 kV ESMERALDAS 138 kV 138 kV 160,84757 0,0474 0,1451 6.966.000,00 45 837 38 STO.DOMINGO 138 kV ESMERALDAS 138 kV 138 kV 160,84757 0,0474 0,1451 6.966.000,00 45 839 47 STA. ROSA 230 kV POMASQUI 230 kV 230 kV 342,02789 0,0048 0,0432 3.450.000,00 45 839 47 STA. ROSA 230 kV POMASQUI 230 kV 230 kV 342,02789 0,0048 0,0432 3.450.000,00 45 839 56 STA. ROSA 230 kV TOTORAS 230 kV 230 kV 342,02789 0,0123 0,1020 8.250.000,00 45 839 56 STA. ROSA 230 kV TOTORAS 230 kV 230 kV 342,02789 0,0123 0,1020 8.250.000,00 45 840 41 STA. ROSA138 kV ESPEJO 138 kV 138 kV 264,21208 0,0018 0,0087 665.000,00 45 840 42 STA. ROSA138 kV S.ALEGRE 138 kV 138 kV 188,48144 0,0048 0,0230 1.750.000,00 45 840 44 STA. ROSA 138 kV VICENTINA 138 kV 138 kV 160,84757 0,0046 0,0141 1.050.000,00 45 8

41 42 ESPEJO 138 kV S.ALEGRE 138 kV 138 kV 263,53461 0,0035 0,0165 1.260.000,00 45 8

42 43 S.ALEGRE 138 kV S/E19 138 kV 138 kV 264,21208 0,0010 0,0046 350.000,00 45 8

42 46 S.ALEGRE 138 kV POMASQUI 138 kV 138 kV 263,53461 0,0035 0,0165 1.260.000,00 45 8

43 46 S/E19 138 kV POMASQ 138 kV 138 kV 158,72032 0,0045 0,0164 1.225.000,00 45 8

44 45 VICENTINA 138 kV GUANGO 138 kV 138 kV 226,9514 0,0018 0,0066 490.000,00 45 8

44 46 VICENTINA 138 kV POMASQ 138 kV 138 kV 158,72032 0,0053 0,0194 931.500,00 45 8

44 46 VICENTINA 138 Kv POMASQ 138 kV 138 kV 158,72032 0,0053 0,0194 931.500,00 45 8

44 52 VICENTINA 138 kV MULALO 138 kV 138 kV 226,9514 0,0189 0,0696 5.180.000,00 45 8

46 49 POMASQ 138 kV IBARRA 138 kV 138 kV 106 0,0144 0,0576 3.600.000,00 45 846 49 POMASQ 138 kV IBARRA 138 kV 138 kV 106 0,0144 0,0576 3.600.000,00 45 847 48 POMASQUI 230 kV JAMONDINO 230 kV 419,52191 0,0219 0,1953 15.975.000,00 45 847 48 POMASQUI 230 kV JAMONDINO 230 kV 419,52191 0,0219 0,1953 15.975.000,00 45 849 50 IBARRA 138 kV TULCAN 138 kV 138 kV 226,9514 0,0190 0,0700 5.215.000,00 45 850 51 TULCAN 138 kV PANAMERICANA138 kV 138 kV 218,14433 0,0041 0,0172 1.260.000,00 45 852 53 MULALO 138 kV PUCARA 138 kV 138 kV 226,9514 0,0089 0,0329 2.450.000,00 45 853 54 PUCARA 138 kV AMBATO 138 kV 138 kV 226,9514 0,0071 0,0260 1.939.000,00 45 854 55 AMBATO 138 kV TOTORAS 138 kV 138 kV 199,85272 0,0021 0,0067 490.000,00 45 855 58 TOTORAS 138 kV BAÑOS 138 kV 138 kV 188,48144 0,0054 0,0257 1.260.000,00 45 855 58 TOTORAS 138 kV BAÑOS 138 kV 138 kV 188,48144 0,0054 0,0257 1.260.000,00 45 856 57 TOTORAS 230 kV SAN FRANCISCO 230 kV 342,02789 0,0043 0,0394 3.150.000,00 45 856 57 TOTORAS 230 kV SAN FRANCISCO 230 kV 342,02789 0,0043 0,0394 3.150.000,00 45 856 63 TOTORAS 230 kV RIOBAMBA 230 kV 230 kV 342,02789 0,0048 0,0398 5.577.000,00 45 858 59 BAÑOS 138 kV AGOYAN 138 kV 138 kV 188,48144 0,0012 0,0055 270.000,00 45 858 59 BAÑOS 138 kV AGOYAN 138 kV 138 kV 188,48144 0,0012 0,0055 270.000,00 45 858 60 BAÑOS 138 kV PUYO 138 kV 138 kV 161,57585 0,0218 0,0445 3.360.000,00 45 860 61 PUYO 138 kV TENA 138 kV 138 kV 226,9514 0,0300 0,0612 4.620.000,00 45 861 62 TENA 138 kV FCO. ORELLANA 138 kV 138 kV 77,908689 0,0582 0,1368 9.800.000,00 45 8

HASTAHASTA DESDEDESDE

Tabla B-3-7 Parámetros de Líneas del SNI

166

CAPACIDAD R X COSTOS FIJOS VIDA UTIL INTERÉSMVA pu pu $ AÑOS %

4 5 MOLINO 138 kV MOLINO 230 kV 375,00 0,00 0,02 5.625.000,00 30,00 8,004 5 MOLINO 138 kV MOLINO 230 kV 375,00 0,00 0,02 5.625.000,00 30,00 8,006 7 MILAGRO 230 kV MILAGRO 138 kV 225,00 0,00 0,09 3.375.000,00 30,00 8,008 10 S. IDELFONSO 230 kv S. IDELFONSO 138 kV 225,00 0,00 0,02 3.375.000,00 30,00 8,0015 16 PASCUALES 230 kV PASCUALES 138 kV 375,00 0,00 0,02 5.625.000,00 30,00 8,0015 16 PASCUALES 230 kV PASCUALES 138 kV 375,00 0,00 0,02 5.625.000,00 30,00 8,0019 20 TRINITARIA 138 kV TRINITARIA 230 kV 225,00 0,00 0,02 3.375.000,00 30,00 8,0021 22 B_ESCLUSAS 230kV B_ESCLUSAS 138kV 225,00 0,00 0,02 3.375.000,00 30,00 8,0027 28 QUEVEDO 230kV QUEVEDO 138kV 167,00 0,00 0,02 2.505.000,00 30,00 8,0031 32 S. GREGORIO 138 kV S. GREGORIO 230 kV 225,00 0,00 0,02 3.375.000,00 30,00 8,0036 37 STO. DOMINGO 230kV STO. DOMINGO 138kV 167,00 0,00 0,02 2.505.000,00 30,00 8,0039 40 STA. ROSA 230kV STA. ROSA 138kV 375,00 0,00 0,02 5.625.000,00 30,00 8,0039 40 STA. ROSA 230kV STA. ROSA 138kV 375,00 0,00 0,02 5.625.000,00 30,00 8,0046 47 POMASQUI 138 kV POMASQUI 230 kV 300,00 0,00 0,02 4.500.000,00 30,00 8,0055 56 TOTORAS 138 kV TOTORAS 230 kV 100,00 0,00 0,01 1.500.000,00 30,00 8,00

HASTADESDE HASTA DESDE

Tabla B-3-8 Parámetros de Transformadores del SNI

167

C SISTEMA DE PRUEBA DE ONCE NODOS - RESULTADOS

C.1. ASIGNACIÓN DE PÉRDIDAS

ENTRE GENERADORES

Bialek Flujos Netos

TOTAL PÉRDIDAS

D1 D2 D3 D4 D5 D6 D9 D10 D11 [ MW ] [ MW ]

01. MOLINO 153,50 193,04 0,00 326,86 28,74 17,26 0,00 0,00 28,84 130,41 49,60 928,26 40,14

02. MILAGRO 0,00 84,96 0,00 43,96 3,89 2,48 0,00 0,00 0,00 0,74 0,00 136,03 (6,03)

03. TRINITARIA 0,00 0,00 122,10 10,36 0,94 0,73 0,00 0,00 0,00 0,32 0,00 134,44 (3,44)

04. PASCUALES 0,00 0,00 0,00 148,03 13,03 7,92 0,00 0,00 0,00 2,06 0,00 171,03 (3,15)

05. QUEVEDO 0,00 0,00 0,00 0,00 114,90 68,53 0,00 0,00 0,00 16,72 0,00 200,15 0,25

06. SANTO DOMINGO 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 8,38 0,00 0,00 0,00 2,17 0,00 10,54 (0,54)

07. JAMONDINO 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 213,01 0,00 213,01 6,99

08. POMASQUI 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 -

09. TOTORAS 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 41,16 177,96 0,00 219,12 3,68

10. SANTA ROSA 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 21,02 0,00 21,02 (0,22)

11. RIOBAMBA 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 -

TOTAL 153,50 278,00 122,10 529,20 161,50 105,30 0,00 0,00 70,00 564,40 49,60 2033,60 37,68

DEMANDASGENERADORES

Tabla C-1-9 Asignación de pérdidas a la generación

ENTRE GENERADORES Y DEMANDAS

Bialek Flujos Medios

TOTAL PÉRDIDAS

D1 D2 D3 D4 D5 D6 D9 D10 D11 [ MW ] [ MW ]

01. MOLINO 153,50 190,95 0,00 325,96 28,71 17,09 0,00 0,00 30,13 130,69 68,72 945,75 22,65

02. MILAGRO 0,00 81,02 0,00 40,74 3,59 2,14 0,00 0,00 0,00 0,51 0,00 127,99 2,01

03. TRINITARIA 0,00 0,00 122,10 7,65 0,67 0,40 0,00 0,00 0,00 0,10 0,00 130,92 0,08

04. PASCUALES 0,00 0,00 0,00 144,35 12,71 7,57 0,00 0,00 0,00 1,82 0,00 166,45 1,42

05. QUEVEDO 0,00 0,00 0,00 0,00 114,51 68,15 0,00 0,00 0,00 16,40 0,00 199,06 1,34

06. SANTO DOMINGO 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 8,01 0,00 0,00 0,00 1,93 0,00 9,93 0,07

07. JAMONDINO 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 218,66 0,00 218,66 1,34

08. POMASQUI 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

09. TOTORAS 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 42,24 177,45 0,00 219,69 3,11

10. SANTA ROSA 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 20,67 0,00 20,67 0,13

11. RIOBAMBA 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

TOTAL 153,50 271,96 122,10 518,70 160,19 103,35 0,00 0,00 72,37 568,24 68,72PÉRDIDAS

MW37,68

GENERADORES

0,00 (6,04) 0,00 (10,50) (1,31) (1,95) - - 2,37 3,84 19,12

DEMANDAS

Tabla C-1-10 Asignación de pérdidas a la generación y demanda

ENTRE DEMANDAS

168

Bialek Flujos Gruesos

TOTAL PÉRDIDAS

G1 G2 G3 G4 G5 G6 G7 G9 G10 [ MW ] [ MW ]

01. MOLINO 156,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 156,00 2,50

02. MILAGRO 203,00 83,01 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 286,00 8,00

03. TRINITARIA 0,00 0,00 122,07 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 122,07 (0,03)

04. PASCUALES 344,06 42,46 7,79 146,82 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 541,13 11,93

05. QUEVEDO 32,82 3,10 0,67 12,44 114,36 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 163,38 1,88

06. SANTO DOMINGO 20,96 1,60 0,39 7,32 69,43 8,07 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 107,77 2,47

07. JAMONDINO 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 -

08. POMASQUI 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 -

09. TOTORAS 30,49 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 40,82 0,00 0,00 71,31 1,31

10. SANTA ROSA 127,70 -0,16 0,08 1,30 16,61 1,93 220,00 0,00 181,98 20,80 0,00 570,24 5,84

11. RIOBAMBA 53,38 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 53,38 3,78

TOTAL 968,40 130,00 131,00 167,88 200,40 10,00 220,00 0,00 222,80 20,80 0,00 2071,28 37,68

DEMANDASGENERACIÓN

Tabla C-1-11 Asignación de pérdidas a la demanda

Prorrateo

GENERACIÓN DEMANDA[MW] [MW] [MW] [%]

01. MOLINO 968,40 156,34 2,84 7,55%

02. MILAGRO 130,00 283,15 5,15 13,67%

03. TRINITARIA 131,00 124,36 2,26 6,00%

04. PASCUALES 167,88 539,00 9,80 26,02%

05. QUEVEDO 200,40 164,49 2,99 7,94%

06. SANTO DOMINGO 10,00 107,25 1,95 5,18%

07. JAMONDINO 220,00 0,00 0,00 0,00%

08. POMASQUI 0,00 0,00 0,00 0,00%

09. TOTORAS 222,80 71,30 1,30 3,44%

10. SANTA ROSA 20,80 574,86 10,46 27,75%

11. RIOBAMBA 0,00 50,52 0,92 2,44%

TOTAL 2071,28 2071,28 37,68 100%

BARRASPÉRDIDAS

Tabla C-1-12 Asignación de pérdidas a la demanda

C.2. REPARTICIÓN DE COSTOS

ENTRE GENERADORES

Bialek Flujos Gruesos

169

G1 G2 G3 G4 G5 G6 G7 G9 G10

01. MOLINO 02. MILAGRO 311,24 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

01. MOLINO 04. PASCUALES 271,09 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

01. MOLINO 09. TOTORAS 106,93 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

01. MOLINO 11. RIOBAMBA 125,64 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

02. MILAGRO 04. PASCUALES 115,15 48,09 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

03. TRINITARIA 04. PASCUALES 0,00 0,00 8,90 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

04. PASCUALES 05. QUEVEDO 51,81 6,55 1,19 22,37 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

05. QUEVEDO 06. SANTO DOMINGO 22,49 2,84 0,51 9,71 85,25 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

06. SANTO DOMINGO 10. SANTA ROSA 4,39 0,56 0,10 1,90 16,64 1,94 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

07. JAMONDINO 08. POMASQUI 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 220,00 0,00 0,00 0,00 0,00

08. POMASQUI 10. SANTA ROSA 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 220,00 0,00 0,00 0,00 0,00

09. TOTORAS 10. SANTA ROSA 118,14 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 179,95 0,00 0,00

09. TOTORAS 11. RIOBAMBA 15,20 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 23,16 0,00 0,00

De(i) Hasta(j)GENERACIÓN [MW]

Tabla C-2-13 Asignación de Generación a los flujos de potencia

G1 G2 G3 G4 G5 G6 G7 G9 G10

01. MOLINO 02. MILAGRO 100,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%

01. MOLINO 04. PASCUALES 100,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%

01. MOLINO 09. TOTORAS 100,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%

01. MOLINO 11. RIOBAMBA 100,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%

02. MILAGRO 04. PASCUALES 70,54% 29,46% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%

03. TRINITARIA 04. PASCUALES 0,00% 0,00% 100,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%

04. PASCUALES 05. QUEVEDO 63,25% 8,00% 1,45% 27,31% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%

05. QUEVEDO 06. SANTO DOMINGO 18,62% 2,35% 0,43% 8,04% 70,57% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%

06. SANTO DOMINGO 10. SANTA ROSA 17,20% 2,18% 0,39% 7,43% 65,21% 7,59% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%

07. JAMONDINO 08. POMASQUI 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 100,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%

08. POMASQUI 10. SANTA ROSA 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 100,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%

09. TOTORAS 10. SANTA ROSA 39,63% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 60,37% 0,00% 0,00%

09. TOTORAS 11. RIOBAMBA 39,63% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 60,37% 0,00% 0,00%

De(i) Hasta(j)GENERACIÓN [%]

Tabla C-2-14 Participación de Generación a los flujos de potencia

Estampilla Postal

GENERACIÓN GENERACIÓN

[MW] [%]

01. MOLINO 968,40 46,75%

02. MILAGRO 130,00 6,28%

03. TRINITARIA 131,00 6,32%

04. PASCUALES 167,88 8,11%

05. QUEVEDO 200,40 9,68%

06. SANTO DOMINGO 10,00 0,48%

07. JAMONDINO 220,00 10,62%

08. POMASQUI 0,00 0,00%

09. TOTORAS 222,80 10,76%

10. SANTA ROSA 20,80 1,00%

11. RIOBAMBA 0,00 0%

TOTAL 2071,28 100%

BARRAS


170

Factores De Distribución A Generación

G1 G2 G3 G4 G5 G6 G7 G9 G10

01. MOLINO 02. MILAGRO 313,90 0,00 0,00 0,00 0,00 0,55 24,03 0,00 41,32 2,27 0,00


01. MOLINO 09. TOTORAS 147,64 13,78 11,58 14,84 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

01. MOLINO 11. RIOBAMBA 156,39 14,95 12,76 16,35 0,08 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00









09. TOTORAS 11. RIOBAMBA -115,58 -9,47 -7,24 -9,28 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00

De(i) Hasta(j)GENERACIÓN [MW]


G1 G2 G3 G4 G5 G6 G7 G9 G10

01. MOLINO 02. MILAGRO 82,16% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,14% 6,29% 0,00% 10,81% 0,59% 0,00%


01. MOLINO 09. TOTORAS 78,60% 7,33% 6,16% 7,90% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%

01. MOLINO 11. RIOBAMBA 77,99% 7,46% 6,36% 8,16% 0,04% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00%










De(i) Hasta(j)GENERACIÓN [%]

Tabla C-2-17 Participación de Generación a los flujos de potencia


Bielek Flujos Medios


01. MOLINO 02. MILAGRO 310,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 48,57 60,41 0,00 103,13 9,08 5,41 0,00 0,00 9,53 41,35 21,74

01. MOLINO 04. PASCUALES 270,56 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 42,39 52,73 0,00 90,01 7,93 4,72 0,00 0,00 8,32 36,09 18,98

01. MOLINO 09. TOTORAS 107,03 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 16,77 20,86 0,00 35,61 3,14 1,87 0,00 0,00 3,29 14,28 7,51

01. MOLINO 11. RIOBAMBA 125,51 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 19,66 24,46 0,00 41,76 3,68 2,19 0,00 0,00 3,86 16,74 8,80

02. MILAGRO 04. PASCUALES 139,05 26,25 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 101,32 0,00 50,95 4,49 2,67 0,00 0,00 0,00 0,64 0,00

03. TRINITARIA 04. PASCUALES 0,00 0,00 8,90 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 8,30 0,52 0,05 0,03 0,00 0,00 0,00 0,01 0,00

04. PASCUALES 05. QUEVEDO 62,22 3,55 0,20 16,96 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 70,14 6,18 3,68 0,00 0,00 0,00 0,88 0,00

05. QUEVEDO 06. SANTO DOMINGO 49,51 2,82 0,16 13,49 55,46 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 68,61 40,84 0,00 0,00 0,00 9,83 0,00

06. SANTO DOMINGO 10. SANTA ROSA 10,28 0,59 0,03 2,80 11,51 0,62 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 20,41 0,00 0,00 0,00 4,91 0,00

07. JAMONDINO 08. POMASQUI 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 220,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 216,26 0,00

08. POMASQUI 10. SANTA ROSA 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 221,22 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 217,46 0,00

09. TOTORAS 10. SANTA ROSA 189,66 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 110,07 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 56,09 235,64 0,00

09. TOTORAS 11. RIOBAMBA 24,59 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 14,27 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 7,27 30,55 0,00

De(i) Hasta(j)GENERACIÓN [MW] DEMANDAS [MW]

Tabla C-2-18 Asignación de Generación y Demanda a los flujos de potencia

171


01. MOLINO 02. MILAGRO 50,88% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 7,97% 9,92% 0,00% 16,93% 1,49% 0,89% 0,00% 0,00% 1,56% 6,79% 3,57%

01. MOLINO 04. PASCUALES 50,88% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 7,97% 9,92% 0,00% 16,93% 1,49% 0,89% 0,00% 0,00% 1,56% 6,79% 3,57%

01. MOLINO 09. TOTORAS 50,88% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 7,97% 9,92% 0,00% 16,93% 1,49% 0,89% 0,00% 0,00% 1,56% 6,79% 3,57%

01. MOLINO 11. RIOBAMBA 50,88% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 7,97% 9,92% 0,00% 16,93% 1,49% 0,89% 0,00% 0,00% 1,56% 6,79% 3,57%

02. MILAGRO 04. PASCUALES 42,74% 8,07% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 31,14% 0,00% 15,66% 1,38% 0,82% 0,00% 0,00% 0,00% 0,20% 0,00%

03. TRINITARIA 04. PASCUALES 0,00% 0,00% 50,01% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 46,62% 2,92% 0,26% 0,15% 0,00% 0,00% 0,00% 0,04% 0,00%

04. PASCUALES 05. QUEVEDO 37,99% 2,16% 0,12% 10,35% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 42,82% 3,77% 2,24% 0,00% 0,00% 0,00% 0,54% 0,00%

05. QUEVEDO 06. SANTO DOMINGO 20,57% 1,17% 0,06% 5,61% 23,04% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 28,50% 16,96% 0,00% 0,00% 0,00% 4,08% 0,00%

06. SANTO DOMINGO 10. SANTA ROSA 20,09% 1,14% 0,06% 5,48% 22,51% 1,21% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 39,90% 0,00% 0,00% 0,00% 9,60% 0,00%

07. JAMONDINO 08. POMASQUI 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 50,43% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 49,57% 0,00%

08. POMASQUI 10. SANTA ROSA 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 50,43% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 49,57% 0,00%

09. TOTORAS 10. SANTA ROSA 32,07% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 18,61% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 9,48% 39,84% 0,00%

09. TOTORAS 11. RIOBAMBA 32,07% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 18,61% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 9,48% 39,84% 0,00%

De(i) Hasta(j)GENERACIÓN [%] DEMANDAS [%]

Tabla C-2-19 Participación de Generación y Demanda a los flujos de potencia

Estampilla Postal

GENERACIÓN DEMANDA GENERACIÓN DEMANDA

[MW] [MW] [%] [%]

01. MOLINO 968,40 153,50 23,59% 3,74%

02. MILAGRO 130,00 278,00 3,17% 6,77%

03. TRINITARIA 131,00 122,10 3,19% 2,97%

04. PASCUALES 167,88 529,20 4,09% 12,89%

05. QUEVEDO 200,40 161,50 4,88% 3,93%

06. SANTO DOMINGO 10,00 105,30 0,24% 2,57%

07. JAMONDINO 220,00 0,00 5,36% 0,00%

08. POMASQUI 0,00 0,00 0,00% 0,00%

09. TOTORAS 222,80 70,00 5,43% 1,71%

10. SANTA ROSA 20,80 564,40 0,51% 13,75%

11. RIOBAMBA 0,00 49,60 0,00% 1,21%

TOTAL 2071,28 2033,60 50% 50%

BARRAS


Factores De Distribución A Generación Y Demanda


01. MOLINO 02. MILAGRO 210,66 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,57 0,00 17,57 0,05 0,00 0,00 124,75 35,88 155,49 31,80 13,43 0,00 0,00 0,00 41,32 0,00

01. MOLINO 04. PASCUALES 193,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 13,45 0,00 0,00 0,00 50,96 37,00 160,37 33,26 14,37 0,00 0,00 0,40 46,31 0,00

01. MOLINO 09. TOTORAS 210,64 22,23 20,10 25,76 11,31 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4,11 0,00 0,00 11,88 52,72 4,58

01. MOLINO 11. RIOBAMBA 317,88 36,63 34,61 44,35 33,50 0,98 9,54 0,00 0,00 0,90 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4,45 0,00 9,94

02. MILAGRO 04. PASCUALES 145,08 72,71 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2,48 0,00 0,00 0,00 0,00 39,74 172,25 36,91 16,76 0,00 0,00 2,00 59,20 0,00

03. TRINITARIA 04. PASCUALES 0,00 0,00 127,10 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 4,90 8,87 0,00 16,89 5,15 3,36 0,00 0,00 2,23 18,01 1,58

04. PASCUALES 05. QUEVEDO 184,43 36,84 41,74 53,49 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 81,93 38,80 0,00 0,00 7,50 146,60 2,36

05. QUEVEDO 06. SANTO DOMINGO 146,33 31,73 36,58 46,88 94,85 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 43,94 0,00 0,00 10,92 174,16 4,78

06. SANTO DOMINGO 10. SANTA ROSA 121,48 28,40 33,22 42,57 89,71 5,87 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 11,09 175,53 4,90

07. JAMONDINO 08. POMASQUI 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 220,00 0,00 0,00 0,00 0,00 8,23 14,90 6,54 28,36 8,66 5,64 0,00 0,00 3,75 30,25 2,66

08. POMASQUI 10. SANTA ROSA 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 220,00 0,00 0,00 0,00 0,00 8,23 14,90 6,54 28,36 8,66 5,64 0,00 0,00 3,75 30,25 2,66

09. TOTORAS 10. SANTA ROSA 11,67 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 64,54 0,00 0,00 9,30 42,69 23,04 99,87 61,82 54,93 0,00 0,00 0,00 355,76 0,00

09. TOTORAS 11. RIOBAMBA 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 -30,36 -67,90 -31,97 -138,57 -57,96 -45,10 0,00 0,00 -39,13 -272,40 0,00

De(i) Hasta(j)GENERACIÓN [MW] DEMANDAS [MW]



01. MOLINO 02. MILAGRO 33,36% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,09% 0,00% 2,78% 0,01% 0,00% 0,00% 19,75% 5,68% 24,62% 5,04% 2,13% 0,00% 0,00% 0,00% 6,54% 0,00%

01. MOLINO 04. PASCUALES 35,15% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 2,45% 0,00% 0,00% 0,00% 9,28% 6,74% 29,21% 6,06% 2,62% 0,00% 0,00% 0,07% 8,43% 0,00%

01. MOLINO 09. TOTORAS 57,97% 6,12% 5,53% 7,09% 3,11% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 1,13% 0,00% 0,00% 3,27% 14,51% 1,26%

01. MOLINO 11. RIOBAMBA 64,51% 7,43% 7,02% 9,00% 6,80% 0,20% 1,94% 0,00% 0,00% 0,18% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,90% 0,00% 2,02%

02. MILAGRO 04. PASCUALES 26,52% 13,29% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,45% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 7,26% 31,48% 6,75% 3,06% 0,00% 0,00% 0,37% 10,82% 0,00%

03. TRINITARIA 04. PASCUALES 0,00% 0,00% 67,57% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 2,60% 4,72% 0,00% 8,98% 2,74% 1,79% 0,00% 0,00% 1,19% 9,58% 0,84%

04. PASCUALES 05. QUEVEDO 31,06% 6,21% 7,03% 9,01% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 13,80% 6,53% 0,00% 0,00% 1,26% 24,69% 0,40%

05. QUEVEDO 06. SANTO DOMINGO 24,79% 5,38% 6,20% 7,94% 16,07% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 7,44% 0,00% 0,00% 1,85% 29,51% 0,81%

06. SANTO DOMINGO 10. SANTA ROSA 23,69% 5,54% 6,48% 8,30% 17,49% 1,14% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 2,16% 34,23% 0,96%

07. JAMONDINO 08. POMASQUI 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 66,87% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 2,50% 4,53% 1,99% 8,62% 2,63% 1,72% 0,00% 0,00% 1,14% 9,19% 0,81%

08. POMASQUI 10. SANTA ROSA 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 66,87% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 2,50% 4,53% 1,99% 8,62% 2,63% 1,72% 0,00% 0,00% 1,14% 9,19% 0,81%

09. TOTORAS 10. SANTA ROSA 1,61% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 8,92% 0,00% 0,00% 1,28% 5,90% 3,18% 13,80% 8,54% 7,59% 0,00% 0,00% 0,00% 49,16% 0,00%

09. TOTORAS 11. RIOBAMBA 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 4,44% 9,94% 4,68% 20,28% 8,48% 6,60% 0,00% 0,00% 5,73% 39,86% 0,00%

De(i) Hasta(j)GENERACIÓN [%] DEMANDAS [%]

Tabla C-2-22 Participación de Generación y Demanda a los flujos de potencia

172

ENTRE DEMANDAS

Bialek Flujos Netos

D1 D2 D3 D4 D5 D6 D9 D10 D11

01. MOLINO 02. MILAGRO 0,00 88,95 0,00 44,86 3,94 2,34 0,00 0,00 0,00 0,57 0,00


01. MOLINO 09. TOTORAS 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 7,77 32,61 0,00

01. MOLINO 11. RIOBAMBA 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,95 3,98 6,45









09. TOTORAS 11. RIOBAMBA 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,77 3,23 5,23

De(i) Hasta(j)DEMANDAS [MW]

Tabla C-2-23 Asignación de Demanda a los flujos de potencia

D1 D2 D3 D4 D5 D6 D9 D10 D11

01. MOLINO 02. MILAGRO 0,00% 63,24% 0,00% 31,89% 2,80% 1,67% 0,00% 0,00% 0,00% 0,40% 0,00%


01. MOLINO 09. TOTORAS 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 19,25% 80,75% 0,00%

01. MOLINO 11. RIOBAMBA 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 8,34% 34,97% 56,69%










DEMANDAS [%]De(i) Hasta(j)

Tabla C-2-24 Participación de Demanda a los flujos de potencia

Estampilla Postal

DEMANDA DEMANDA

[MW] [%]

01. MOLINO 153,50 7,55%

02. MILAGRO 278,00 13,67%

03. TRINITARIA 122,10 6,00%

04. PASCUALES 529,20 26,02%

05. QUEVEDO 161,50 7,94%

06. SANTO DOMINGO 105,30 5,18%

07. JAMONDINO 0,00 0,00%

08. POMASQUI 0,00 0,00%

09. TOTORAS 70,00 3,44%

10. SANTA ROSA 564,40 27,75%

11. RIOBAMBA 49,60 2,44%

TOTAL 2033,60 100%

BARRAS


173

Factores De Distribución A Demanda

D1 D2 D3 D4 D5 D6 D9 D10 D11

01. MOLINO 02. MILAGRO 0,00 115,48 31,80 137,84 26,41 9,91 0,00 0,00 0,00 22,50 0,00


01. MOLINO 09. TOTORAS 0,00 0,00 0,00 0,00 10,28 14,01 0,00 0,00 18,46 105,79 9,24

01. MOLINO 11. RIOBAMBA 0,00 0,00 0,00 0,00 10,92 14,43 0,00 0,00 18,74 108,03 20,07









09. TOTORAS 11. RIOBAMBA 0,00 0,00 0,00 0,00 -7,93 -12,48 0,00 0,00 -17,44 -97,57 0,00

De(i) Hasta(j)DEMANDAS [MW]


D1 D2 D3 D4 D5 D6 D9 D10 D11

01. MOLINO 02. MILAGRO 0,00% 33,58% 9,25% 40,08% 7,68% 2,88% 0,00% 0,00% 0,00% 6,54% 0,00%


01. MOLINO 09. TOTORAS 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 6,52% 8,88% 0,00% 0,00% 11,70% 67,04% 5,86%

01. MOLINO 11. RIOBAMBA 0,00% 0,00% 0,00% 0,00% 6,34% 8,38% 0,00% 0,00% 10,88% 62,74% 11,66%










De(i) Hasta(j)DEMANDAS [%]

Tabla C-2-27 Participación de Demanda a los flujos de potencia

Análisis de Resultados de los Métodos Aplicados:

El análisis de la aplicación de los métodos se muestra en las Figuras C-2-6 y C-2-

7, el cual indica la repartición que se realiza por cada agente involucrado de

acuerdo al uso que tiene por la red en el escenario uninodal y multinodal.

174

-

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

350,00

400,00

450,00



G1 412,95 341,17 379,56 236,57 172,15 193,64 - - -

G2 15,96 45,80 39,56 4,87 23,11 22,60 - - -

G3 18,18 46,15 49,64 8,51 23,29 31,15 - - -

G4 27,65 59,14 42,19 12,99 29,84 25,45 - - -

G5 65,61 70,60 34,94 21,95 35,62 23,20 - - -

G6 3,29 3,52 1,38 0,52 1,78 0,65 - - -

G7 137,63 77,51 146,62 69,41 39,11 93,65 - - -

G9 48,43 78,49 34,98 14,93 39,61 9,55 - - -

G10 - 7,33 0,85 - 3,70 0,15 - - -

D1 - - - 23,78 27,29 5,61 - 55,08 11,73

D2 - - - 37,89 49,42 35,27 44,15 99,75 58,72

D3 - - - 7,79 21,71 17,94 - 43,81 29,34

D4 - - - 86,80 94,07 79,25 142,40 189,89 131,79

D5 - - - 22,72 28,71 32,19 55,00 57,95 66,22

D6 - - - 30,83 18,72 22,69 75,32 37,78 54,09

D9 - - - 12,28 12,44 8,53 18,79 25,12 31,87

D10 - - - 127,22 100,33 123,51 335,90 202,52 325,31

D11 - - - 10,65 8,82 4,68 58,15 17,80 20,63

[USD

]

Figura C-2-6 Aportación de cada método para cada agente, uninodal

175

(1.450,00)

(1.300,00)

(1.150,00)

(1.000,00)

(850,00)

(700,00)

(550,00)

(400,00)

(250,00)

(100,00)

50,00


GENERACIÓN GENERACIÓN Y DEMANDA DEMANDAG1 (1.407,86) (898,12) (1.222,80) (747,92) (453,18) (522,49) - - -

G2 (17,90) (120,57) (45,70) (4,94) (60,84) (24,79) - - -

G3 17,05 (121,49) (3,92) 8,39 (61,30) (3,17) - - -

G4 6,34 (155,69) (26,45) 2,22 (78,56) (18,54) - - -

G5 (8,34) (185,86) 0,54 (2,23) (93,78) (13,81) - - -

G6 3,12 (9,27) 0,05 0,50 (4,68) 0,19 - - -

G7 (373,11) (204,03) (432,00) (188,15) (102,95) (252,81) - - -

G9 (140,25) (206,63) (185,11) (43,23) (104,26) (50,37) - - -

G10 - (19,29) (5,57) - (9,73) (0,31) - - -

D1 - - - (102,29) (71,83) (11,17) - (145,00) (26,82)

D2 - - - (148,12) (130,10) (188,90) (384,61) (262,60) (316,21)

D3 - - - 7,79 (57,14) (82,54) - (115,34) (137,56)

D4 - - - (215,80) (247,65) (356,22) (606,02) (499,89) (591,60)

D5 - - - (33,19) (75,58) (86,41) (38,09) (152,55) (156,96)

D6 - - - (3,37) (49,28) (53,24) (62,90) (99,47) (107,63)

D9 - - - (42,11) (32,76) (7,82) (30,48) (66,12) (36,87)

D10 - - - (362,68) (264,12) (241,54) (731,58) (533,14) (516,19)

D11 - - - (45,80) (23,21) (7,00) (67,28) (46,85) (31,10)

[US

D]

Figura C-2-7 Aportación de cada método para cada agente

Las figuras anteriores muestran la repartición de costos de acuerdo al método

correspondiente de cada agente que está participando en el sistema eléctrico. La

participación que se tiene es: G1 tiene mayor repartición a través del método de

176

Factores de Distribución (GGDF) para generación y por medio del método de

Factores de Distribución (GGLDF) para generación y demanda, G2 por medio del

método de Estampilla Postal es quien más contribuye a la repartición tanto para

generación como para generación y demanda, G3 solo tiene participación por

medio del método de Estampilla Postal debido a que este método no socializa el

uso de la red sino el aporte de despacho que tiene para generación y para

generación y demanda, D1 tiene mayor participación mediante el método de

Bialek Flujos Medios para generación y demanda y el método de Estampilla

Postal para demanda, D2 por medio del método de Estampilla Postal tienen

mayor repartición de costos para generación y demanda y el método de Factores

de Distribución para demanda y D3 tiene mayor participación a través del método

de Factores de Distribución (GGLDF) para generación y demanda y el método de

Bialek Flujos Netos (BFN) para demanda.

177

D SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO - RESULTADOS

D.1. DESPACHO ECONÓMICO

Generación Demanda Cobros Pagos

[ MW ] [ MW ] [USD] [USD]01. LOJA 2,40 45,40 1,043 120,18 2.273,40

02. CUENCA 55,60 148,50 1,025 2.737,09 7.310,39 03. ABANICO 14,80 - 1,014 720,94 - 04. MOLINO 138 400,00 - 1,000 19.212,00 - 05. MOLINO 230 500,00 - 1,000 24.015,00 - 06. MILAGRO 230 - 100,80 1,060 - 5.131,88 07. MILAGRO 138 - - 1,061 - - 08. IDELFONSO 230 - - 1,053 - - 09. MACHALA 230 - 30,70 1,054 - 1.554,71 10. IDELFONSO 138 - - 1,052 - - 11. MACHALA 138 - 68,80 1,056 - 3.490,99 12. BAJO ALTO 140,00 - 1,044 7.019,56 - 13. BABAHOYO 4,00 51,10 1,075 206,44 2.637,29 14. DOS CERRITOS - 75,90 1,074 - 3.916,93 15. PASCUALES 230 - - 1,076 - - 16. PASCUALES 138 - 162,80 1,077 - 8.422,56 17. POLICENTRO - 121,40 1,082 - 6.308,31 18. SALITRAL 37,45 266,20 1,083 1.947,91 13.846,98 19. TRINITARIA 138 133,00 132,70 1,080 6.899,29 6.883,73 20. TRINITARIA 230 - - 1,082 - - 21. ESCLUSAS 230 - - 1,084 - - 22. ESCLUSAS 138 - - 1,084 - - 23. CARAGUAY - 115,17 1,085 - 6.003,13 24. CHONGON - 36,50 1,146 - 2.008,35 25. POSORJA - 40,70 1,163 - 2.273,82 26. S. ELENA - 15,30 1,149 - 844,66 27. QUEVEDO 230 - - 1,052 - - 28. QUEVEDO 138 15,00 56,90 1,051 756,85 2.870,99 29. DAULE PERIPA 200,00 - 1,043 10.019,65 - 30. PORTOVIEJO 3,00 114,90 1,069 154,08 5.901,27 31. S. GREGORIO 138 - - 1,069 - - 32. S. GREGORIO 230 - - 1,067 - - 33. MONTECRISTI - 23,90 1,072 - 1.230,37 34. CHONE 6,00 54,30 1,059 305,11 2.761,22 35. SEVERINO - 1,00 1,059 - 50,86 36. SANTO DOMINGO 230 - - 1,032 - - 37. SANTO DOMINGO 138 - 65,40 1,032 - 3.240,81 38. ESMERALDAS 139,60 65,60 0,997 6.682,52 3.140,21 39. SANTA ROSA 230 - - 1,017 - - 40. SANTA ROSA 138 67,80 140,20 1,019 3.316,78 6.858,59 41. E. ESPEJO - 87,60 1,021 - 4.296,19 42. SELVA ALEGRE - 69,60 1,020 - 3.409,58 43. S/E 19 - 116,80 1,021 - 5.725,42 44. VICENTINA 138 65,00 147,60 1,016 3.171,84 7.202,52 45. GUANGOPOLO 30,00 23,00 1,016 1.463,56 1.122,07 46. POMASQUI 138 - - 1,013 - - 47. POMASQUI 230 - - 1,012 - - 48. JAMONDINO 220,00 - 0,964 10.187,27 - 49. IBARRA 8,00 38,30 0,993 381,60 1.826,89 50. TULCAN 2,00 35,70 0,930 89,33 1.594,52 51. PANAMERICANA 200,00 - 0,914 8.775,34 - 52. MULALO 7,00 51,20 1,002 336,84 2.463,72 53. PUCARA 74,00 - 0,987 3.509,34 - 54. AMBATO - 18,50 0,986 - 876,36 55. TOTORAS 138 2,90 36,80 0,985 137,20 1.741,01 56. TOTORAS 230 - - 0,988 - - 57. SAN FRANCISCO 226,00 - 0,979 10.622,82 - 58. BAÑOS - 9,40 0,979 - 441,91 59. AGOYAN 156,00 - 0,977 7.319,81 - 60. PUYO - 8,40 0,993 - 400,46 61. TENA - 6,00 1,006 - 290,05 62. FCO. ORELLANA - 17,20 1,027 - 848,02 63. RIOBAMBA 14,60 58,00 0,994 697,11 2.769,34 TOTAL 2.724,15 2.658,27 TOTAL 130.805,45 133.969,54

Barra Factor Nodal

Tabla D-1-28 Datos de Generación, Demanda, Factor Nodal y Liquidaciones Comerciales del SNI

178

Flujo(ij) Flujo(ji) Pérdidas(ij) Anualidad[ MW ] [ MW ] [ MW ] [ USD ]

01. LOJA 02. CUENCA -43,00 43,38 0,38 113,87 02. CUENCA 03. ABANICO -14,80 14,88 0,08 101,63 02. CUENCA 04. MOLINO 138 -121,10 122,61 1,51 56,93 04. MOLINO 138 05. MOLINO 230 278,90 -278,90 0,00 114,08 05. MOLINO 230 06. MILAGRO 230 389,83 -378,28 11,55 192,04 05. MOLINO 230 15. PASCUALES 230 355,11 -341,80 13,30 266,29 05. MOLINO 230 56. TOTORAS 230 -20,61 20,70 0,10 245,37 05. MOLINO 230 63. RIOBAMBA -11,31 11,33 0,02 192,79 06. MILAGRO 230 07. MILAGRO 138 13,65 -13,65 0,00 34,22 06. MILAGRO 230 08. IDELFONSO 230 -7,05 7,05 0,01 138,49 06. MILAGRO 230 14. DOS CERRITOS 150,36 -149,27 1,09 52,46 06. MILAGRO 230 15. PASCUALES 230 132,07 -131,04 1,03 64,59 07. MILAGRO 138 10. IDELFONSO 138 -33,45 33,65 0,19 95,63 07. MILAGRO 138 13. BABAHOYO 47,10 -46,78 0,32 31,22 08. IDELFONSO 230 09. MACHALA 230 30,70 -30,68 0,02 25,74 08. IDELFONSO 230 10. IDELFONSO 138 -37,75 37,75 0,00 34,22 10. IDELFONSO 138 11. MACHALA 138 68,80 -68,65 0,15 17,82 10. IDELFONSO 138 12. BAJO ALTO -140,00 140,57 0,57 7,39 14. DOS CERRITOS 15. PASCUALES 230 74,46 -74,40 0,06 12,13 15. PASCUALES 230 16. PASCUALES 138 490,81 -490,81 0,00 114,08 15. PASCUALES 230 20. TRINITARIA 230 229,52 -228,67 0,84 40,02 15. PASCUALES 230 27. QUEVEDO 230 -158,68 160,72 2,04 205,48 16. PASCUALES 138 17. POLICENTRO 121,40 -121,11 0,29 12,81 16. PASCUALES 138 18. SALITRAL 114,11 -113,82 0,29 14,76 16. PASCUALES 138 24. CHONGON 92,50 -89,33 3,17 20,53 18. SALITRAL 19. TRINITARIA 138 -114,65 114,85 0,20 10,18 19. TRINITARIA 138 20. TRINITARIA 230 -114,35 114,35 0,00 34,22 20. TRINITARIA 230 21. ESCLUSAS 230 115,17 -115,09 0,08 9,19 21. ESCLUSAS 230 22. ESCLUSAS 138 115,17 -115,17 0,00 34,22 22. ESCLUSAS 138 23. CARAGUAY 115,17 -115,07 0,10 5,09 24. CHONGON 25. POSORJA 40,70 -40,34 0,36 46,46 24. CHONGON 26. S. ELENA 15,30 -15,27 0,03 68,98 27. QUEVEDO 230 28. QUEVEDO 138 -2,82 2,82 0,00 25,40 27. QUEVEDO 230 32. S. GREGORIO 230 29,82 -29,71 0,11 134,82 27. QUEVEDO 230 36. SANTO DOMINGO 230 -185,68 187,68 2,00 147,07 28. QUEVEDO 138 29. DAULE PERIPA -44,72 44,85 0,13 36,66 29. DAULE PERIPA 30. PORTOVIEJO 105,98 -104,42 1,57 77,38 29. DAULE PERIPA 34. CHONE 49,30 -48,91 0,39 34,32 30. PORTOVIEJO 31. S. GREGORIO 138 -5,92 5,92 0,00 4,82 31. S. GREGORIO 138 32. S. GREGORIO 230 -29,82 29,82 0,00 34,22 31. S. GREGORIO 138 33. MONTECRISTI 23,90 -23,86 0,04 17,82 34. CHONE 35. SEVERINO 1,00 -1,00 0,00 19,80 36. SANTO DOMINGO 230 37. SANTO DOMINGO 138 -8,60 8,60 0,00 25,40 36. SANTO DOMINGO 230 39. SANTA ROSA 230 -177,08 178,46 1,38 110,73 37. SANTO DOMINGO 138 38. ESMERALDAS -74,00 75,30 1,30 131,35 39. SANTA ROSA 230 40. SANTA ROSA 138 107,33 -107,33 0,00 114,08 39. SANTA ROSA 230 47. POMASQUI 230 -109,40 109,68 0,29 65,05 39. SANTA ROSA 230 56. TOTORAS 230 -175,01 176,90 1,88 155,56 40. SANTA ROSA 138 41. E. ESPEJO 69,62 -69,54 0,09 6,27 40. SANTA ROSA 138 42. SELVA ALEGRE 13,44 -13,43 0,01 16,50 40. SANTA ROSA 138 44. VICENTINA 138 -48,14 48,24 0,11 9,90 41. E. ESPEJO 42. SELVA ALEGRE -17,98 17,99 0,01 11,88 42. SELVA ALEGRE 43. S/E 19 18,46 -18,46 0,00 3,30 42. SELVA ALEGRE 46. POMASQUI 138 -92,60 92,90 0,30 11,88 43. S/E 19 46. POMASQUI 138 -98,34 98,77 0,44 11,55 44. VICENTINA 138 45. GUANGOPOLO -7,00 7,00 0,00 4,62 44. VICENTINA 138 46. POMASQUI 138 -55,67 55,75 0,08 17,56 44. VICENTINA 138 52. MULALO -68,07 68,95 0,88 48,84 46. POMASQUI 138 47. POMASQUI 230 -110,60 110,60 0,00 45,63

46. POMASQUI 138 49. IBARRA -136,00 137,33 1,33 67,88

47. POMASQUI 230 48. JAMONDINO -220,00 225,30 5,30 301,22

49. IBARRA 50. TULCAN -166,30 171,55 5,25 49,17

50. TULCAN 51. PANAMERICANA -200,00 201,64 1,64 11,88

52. MULALO 53. PUCARA -112,27 113,39 1,12 23,10 53. PUCARA 54. AMBATO -38,27 38,37 0,10 18,28 54. AMBATO 55. TOTORAS 138 -56,77 56,84 0,07 4,62 55. TOTORAS 138 56. TOTORAS 230 24,33 -24,33 0,00 15,21 55. TOTORAS 138 58. BAÑOS -115,00 115,36 0,36 23,76 56. TOTORAS 230 57. SAN FRANCISCO -226,00 227,10 1,10 59,39 56. TOTORAS 230 63. RIOBAMBA 54,71 -54,56 0,14 52,58 58. BAÑOS 59. AGOYAN -156,00 156,15 0,15 5,09 58. BAÑOS 60. PUYO 31,60 -31,38 0,22 31,68 60. PUYO 61. TENA 23,20 -23,04 0,16 43,56 61. TENA 62. FCO. ORELLANA 17,20 -17,03 0,17 92,39

4.535,14 TOTAL

De(i) Hasta(j)

Tabla D-1-29 Flujos de Potencia Activa y Costos Fijos (Anualidad) del SNI

179

Lambda System [USD/MWh] 48,03Potencia generada [MW] 2.724,15 Demanda [MW] 2.658,27 Pérdidas totales [MW] 65,88


Tabla D-1-30 Datos de Resultados Generales del Despacho Económico

D.2. REPARTICIÓN DE PÉRDIDAS

NODAL NETOS MEDIOS GRUESOS PRORRATA01. LOJA - - - - - 01. LOJA 120,18 117,73 114,79 115,27 115,27 02. CUENCA 1.890,36 1.850,23 1.833,21 1.844,35 1.844,35 02. CUENCA 846,72 828,75 821,12 826,12 826,12 03. ABANICO 720,94 719,43 706,55 710,84 710,84 04. MOLINO 138 19.212,00 18.470,66 18.989,57 19.212,00 19.212,00 05. MOLINO 230 24.015,00 22.900,83 23.678,87 24.015,00 24.015,00 06. MILAGRO 230 - - - - - 07. MILAGRO 138 - - - - - 08. IDELFONSO 230 - - - - - 09. MACHALA 230 - - - - - 10. IDELFONSO 138 - - - - - 11. MACHALA 138 - - - - - 12. BAJO ALTO 7.019,56 6.581,98 6.707,79 6.724,20 6.724,20 13. BABAHOYO 206,44 190,79 191,52 192,12 192,12 14. DOS CERRITOS - - - - - 15. PASCUALES 230 - - - - - 16. PASCUALES 138 - - - - - 17. POLICENTRO - - - - - 18. SALITRAL - - - - - 18. SALITRAL - - - - - 18. SALITRAL - - - - - 18. SALITRAL 1.947,91 1.784,56 1.796,95 1.798,60 1.798,60 18. SALITRAL - - - - - 18. SALITRAL - - - - - 19. TRINITARIA 138 6.899,29 6.363,61 6.382,64 6.387,99 6.387,99 20. TRINITARIA 230 - - - - - 21. ESCLUSAS 230 - - - - - 22. ESCLUSAS 138 - - - - - 23. CARAGUAY - - - - - 24. CHONGON - - - - - 24. CHONGON - - - - - 25. POSORJA - - - - - 26. S. ELENA - - - - - 27. QUEVEDO 230 - - - - - 28. QUEVEDO 138 756,85 683,95 719,48 720,45 720,45 29. DAULE PERIPA 10.019,65 9.478,28 9.560,44 9.606,00 9.606,00 30. PORTOVIEJO 154,08 155,52 143,11 144,09 144,09 31. S. GREGORIO 138 - - - - - 32. S. GREGORIO 230 - - - - - 33. MONTECRISTI - - - - - 34. CHONE 305,11 298,24 287,18 288,18 288,18

BarraINGRES ECONÓMICO DE LOS GENERADORES [USD]

180

35. SEVERINO - - - - - 36. SANTO DOMINGO 230 - - - - - 37. SANTO DOMINGO 138 - - - - - 38. ESMERALDAS 363,80 362,21 361,55 365,03 365,03 38. ESMERALDAS 6.318,71 6.290,94 6.279,55 6.339,96 6.339,96 39. SANTA ROSA 230 - - - - - 40. SANTA ROSA 138 - - - - - 40. SANTA ROSA 138 709,34 704,80 695,92 696,43 696,43 40. SANTA ROSA 138 1.022,43 1.015,89 1.003,08 1.003,83 1.003,83 40. SANTA ROSA 138 - - - - - 40. SANTA ROSA 138 1.585,01 1.574,87 1.555,01 1.556,17 1.556,17 41. E. ESPEJO - - - - - 42. SELVA ALEGRE - - - - - 43. S/E 19 - - - - - 44. VICENTINA 138 1.805,51 1.805,94 1.771,96 1.777,11 1.777,11 44. VICENTINA 138 1.366,33 1.366,65 1.340,95 1.344,84 1.344,84 45. GUANGOPOLO 1.463,56 1.493,35 1.439,91 1.440,90 1.440,90 46. POMASQUI 138 - - - - - 47. POMASQUI 230 - - - - - 48. JAMONDINO 10.187,27 10.188,05 10.536,79 10.566,60 10.566,60 49. IBARRA 381,60 456,89 376,51 384,24 384,24 50. TULCAN - - - - - 50. TULCAN 89,33 197,90 92,90 96,06 96,06 51. PANAMERICANA 8.775,34 9.312,67 9.290,04 9.606,00 9.606,00 52. MULALO 336,84 397,55 332,88 336,21 336,21 53. PUCARA 3.509,34 3.556,02 3.518,97 3.554,22 3.554,22 54. AMBATO - - - - - 55. TOTORAS 138 - - - - - 55. TOTORAS 138 137,20 117,15 138,36 139,29 139,29 56. TOTORAS 230 - - - - - 57. SAN FRANCISCO 10.622,82 10.441,40 10.807,33 10.854,78 10.854,78 58. BAÑOS - - - - - 59. AGOYAN 7.319,81 7.382,70 7.417,89 7.492,68 7.492,68 60. PUYO - - - - - 61. TENA - - - - - 62. FCO. ORELLANA - - - - - 63. RIOBAMBA 620,71 522,84 622,22 624,39 624,39 63. RIOBAMBA - - - - - 63. RIOBAMBA 76,40 64,35 76,58 76,85 76,85 63. RIOBAMBA - - - - -

TOTAL 76.774,24 76.016,33 76.548,18 77.200,90 77.200,90 Tabla D-2-31 Ingreso Económico a los Generadores

NODAL NETOS MEDIOS GRUESOS PRORRATA01. LOJA 2.273,40 2.180,56 2.173,61 2.251,70 2.234,60 01. LOJA - - - - - 02. CUENCA 7.310,39 7.132,46 7.108,45 7.227,31 7.309,21 02. CUENCA - - - - - 03. ABANICO - - - - - 04. MOLINO 138 - - - - - 05. MOLINO 230 - - - - - 06. MILAGRO 230 5.131,88 4.841,42 5.192,34 5.100,43 4.961,40 07. MILAGRO 138 - - - - - 08. IDELFONSO 230 - - - - - 09. MACHALA 230 1.554,71 1.474,52 1.473,59 1.475,99 1.511,06 10. IDELFONSO 138 - - - - - 11. MACHALA 138 3.490,99 3.304,46 3.296,71 3.319,68 3.386,36 12. BAJO ALTO - - - - - 13. BABAHOYO 2.637,29 2.454,33 2.498,43 2.616,31 2.515,16 14. DOS CERRITOS 3.916,93 3.645,48 3.881,59 3.895,42 3.735,82

BarraPAGO DE LAS DEMANDAS [USD]

181

15. PASCUALES 230 - - - - - 16. PASCUALES 138 8.422,56 7.819,28 8.308,84 8.211,61 8.013,06 17. POLICENTRO 6.308,31 5.830,84 6.181,25 6.154,53 5.975,34 18. SALITRAL 13.846,98 12.785,59 13.264,43 13.214,31 13.102,44 18. SALITRAL - - - - - 18. SALITRAL - - - - - 18. SALITRAL - - - - - 18. SALITRAL - - - - - 18. SALITRAL - - - - - 19. TRINITARIA 138 6.883,73 6.373,58 6.547,45 6.569,46 6.531,53 20. TRINITARIA 230 - - - - - 21. ESCLUSAS 230 - - - - - 22. ESCLUSAS 138 - - - - - 23. CARAGUAY 6.003,13 5.531,62 5.863,61 5.858,64 5.668,70 24. CHONGON 2.008,35 1.753,10 1.800,17 1.956,77 1.796,54 24. CHONGON - - - - - 25. POSORJA 2.273,82 1.954,82 1.989,74 2.193,07 2.003,27 26. S. ELENA 844,66 734,86 753,16 859,92 753,07 27. QUEVEDO 230 - - - - - 28. QUEVEDO 138 2.870,99 2.732,91 2.742,27 2.731,37 2.800,63 29. DAULE PERIPA - - - - - 30. PORTOVIEJO 5.901,27 5.518,65 5.465,66 5.534,71 5.655,41 31. S. GREGORIO 138 - - - - - 32. S. GREGORIO 230 - - - - - 33. MONTECRISTI 1.230,37 1.147,92 1.141,17 1.127,46 1.176,36 34. CHONE 2.761,22 2.608,03 2.600,42 2.617,91 2.672,66 35. SEVERINO 50,86 48,03 47,89 39,89 49,22 36. SANTO DOMINGO 230 - - - - - 37. SANTO DOMINGO 138 3.240,81 3.141,16 3.112,23 3.189,41 3.219,01 38. ESMERALDAS 3.140,21 3.150,77 3.121,75 3.143,93 3.228,85 38. ESMERALDAS - - - - - 39. SANTA ROSA 230 - - - - - 40. SANTA ROSA 138 6.858,59 6.733,81 6.714,43 6.701,92 6.900,68 40. SANTA ROSA 138 - - - - - 40. SANTA ROSA 138 - - - - - 40. SANTA ROSA 138 - - - - - 40. SANTA ROSA 138 - - - - - 41. E. ESPEJO 4.296,19 4.207,43 4.179,06 4.164,27 4.311,70 42. SELVA ALEGRE 3.409,58 3.342,89 3.286,48 3.340,09 3.425,73 43. S/E 19 5.725,42 5.609,90 5.506,49 5.713,63 5.748,93 44. VICENTINA 138 7.202,52 7.089,23 7.015,41 7.120,91 7.264,91 44. VICENTINA 138 - - - - - 45. GUANGOPOLO 1.122,07 1.104,69 1.104,66 1.104,65 1.132,07 46. POMASQUI 138 - - - - - 47. POMASQUI 230 - - - - - 48. JAMONDINO - - - - - 49. IBARRA 1.826,89 1.839,55 1.774,91 1.849,00 1.885,14 50. TULCAN 1.594,52 1.714,67 1.664,61 1.668,56 1.757,16 50. TULCAN - - - - - 51. PANAMERICANA - - - - - 52. MULALO 2.463,72 2.459,14 2.426,96 2.472,78 2.520,08 53. PUCARA - - - - - 54. AMBATO 876,36 888,56 884,05 888,33 910,58 55. TOTORAS 138 1.741,01 1.767,50 1.761,75 1.769,68 1.811,31 55. TOTORAS 138 - - - - -

182

56. TOTORAS 230 - - - - - 57. SAN FRANCISCO - - - - - 58. BAÑOS 441,91 451,48 450,24 447,19 462,67 59. AGOYAN - - - - - 60. PUYO 400,46 403,45 399,58 401,92 413,45 61. TENA 290,05 288,18 283,44 287,77 295,32 62. FCO. ORELLANA 848,02 826,12 804,42 842,23 846,59 63. RIOBAMBA 2.769,34 2.785,74 2.770,36 2.778,05 2.854,78 63. RIOBAMBA - - - - - 63. RIOBAMBA - - - - - 63. RIOBAMBA - - - - -

TOTAL 92.923,07 88.993,35 89.476,81 90.587,83 91.198,79

Tabla D-2-32 Pagos a las Demandas

D.3. REPARTICIÓN DE COSTOS

ENTRE GENERADORES


01. LOJA - - -

01. LOJA 5,92 4,00 2,91

02. CUENCA 53,00 63,93 48,10

02. CUENCA 23,74 28,63 21,55

03. ABANICO 20,54 24,64 120,17

04. MOLINO 138 863,07 665,92 509,66

05. MOLINO 230 1.039,36 832,40 516,43

06. MILAGRO 230 - - -

07. MILAGRO 138 - - -

08. IDELFONSO 230 - - -

09. MACHALA 230 - - -

10. IDELFONSO 138 - - -

11. MACHALA 138 - - -

12. BAJO ALTO 183,86 233,07 388,77

13. BABAHOYO - 6,66 4,42


15. PASCUALES 230 - - -

16. PASCUALES 138 - - -


18. SALITRAL - - -


183

18. SALITRAL - - -

18. SALITRAL - - -

18. SALITRAL 1,39 62,34 18,58

18. SALITRAL - - -

18. SALITRAL - - -

19. TRINITARIA 138 20,32 221,42 72,41


21. ESCLUSAS 230 - - -

22. ESCLUSAS 138 - - -

23. CARAGUAY - - -

24. CHONGON - - -

24. CHONGON - - -

25. POSORJA - - -

26. S. ELENA - - -

27. QUEVEDO 230 - - -

28. QUEVEDO 138 10,98 24,97 14,74

29. DAULE PERIPA 166,60 332,96 242,82

30. PORTOVIEJO 0,13 4,99 2,94

31. S. GREGORIO 138 - - -

32. S. GREGORIO 230 - - -


34. CHONE 2,15 9,99 7,21

35. SEVERINO - - -



38. ESMERALDAS 8,71 12,65 17,56

38. ESMERALDAS 151,24 219,75 304,95

39. SANTA ROSA 230 - - -

40. SANTA ROSA 138 - - -

40. SANTA ROSA 138 2,85 24,14 19,56

40. SANTA ROSA 138 4,10 34,79 28,19

40. SANTA ROSA 138 - - -

40. SANTA ROSA 138 6,36 53,94 43,71

41. E. ESPEJO - - -


43. S/E 19 - - -

44. VICENTINA 138 14,96 61,60 52,58

44. VICENTINA 138 11,32 46,61 39,79

45. GUANGOPOLO 2,83 49,94 47,25

46. POMASQUI 138 - - -

47. POMASQUI 230 - - -

48. JAMONDINO 741,95 366,25 664,19

49. IBARRA 6,21 13,32 14,70

50. TULCAN - - -

50. TULCAN 1,43 3,33 4,16

184

51. PANAMERICANA 144,62 332,96 427,94

52. MULALO 2,98 11,65 11,31

53. PUCARA 43,78 123,19 123,96

54. AMBATO - - -

55. TOTORAS 138 - - -

55. TOTORAS 138 3,43 4,83 4,98

56. TOTORAS 230 - - -

57. SAN FRANCISCO 683,18 376,24 439,44

58. BAÑOS - - -

59. AGOYAN 309,18 259,71 296,55

60. PUYO - - -

61. TENA - - -


63. RIOBAMBA 4,43 21,64 21,03

63. RIOBAMBA - - -

63. RIOBAMBA 0,54 2,66 2,59

63. RIOBAMBA - - -

TOTAL 4.535,14 4.535,14 4.535,14 Tabla D-3-33 Cargos a Generadores, uninodal

185


01. LOJA - - -

01. LOJA 4,98 1,21 0,18

02. CUENCA 34,38 19,33 4,17

02. CUENCA 15,40 8,66 1,87

03. ABANICO 13,32 7,45 99,42

04. MOLINO 138 260,55 201,32 41,07

05. MOLINO 230 65,79 251,65 (69,30)

06. MILAGRO 230 - - -

07. MILAGRO 138 - - -

08. IDELFONSO 230 - - -

09. MACHALA 230 - - -

10. IDELFONSO 138 - - -

11. MACHALA 138 - - -

12. BAJO ALTO 127,09 70,46 292,91

13. BABAHOYO - 2,01 2,76


15. PASCUALES 230 - - -

16. PASCUALES 138 - - -


18. SALITRAL - - -

18. SALITRAL - - -

18. SALITRAL - - -

18. SALITRAL 0,05 18,85 11,20

18. SALITRAL - - -

18. SALITRAL - - -

19. TRINITARIA 138 18,11 66,94 40,03


21. ESCLUSAS 230 - - -

22. ESCLUSAS 138 - - -

23. CARAGUAY - - -

24. CHONGON - - -

24. CHONGON - - -

25. POSORJA - - -

26. S. ELENA - - -

27. QUEVEDO 230 - - -

28. QUEVEDO 138 8,72 7,55 9,11

29. DAULE PERIPA 66,01 100,66 148,02

30. PORTOVIEJO 0,12 1,51 2,00

31. S. GREGORIO 138 - - -

32. S. GREGORIO 230 - - -


186


34. CHONE 2,15 3,02 4,41

35. SEVERINO - - -



38. ESMERALDAS 4,70 3,83 10,40

38. ESMERALDAS 81,60 66,43 180,65

39. SANTA ROSA 230 - - -

40. SANTA ROSA 138 - - -

40. SANTA ROSA 138 2,05 7,30 9,61

40. SANTA ROSA 138 2,96 10,52 13,86

40. SANTA ROSA 138 - - -

40. SANTA ROSA 138 4,59 16,31 21,48

41. E. ESPEJO - - -


43. S/E 19 - - -

44. VICENTINA 138 5,92 18,62 25,15

44. VICENTINA 138 4,48 14,09 19,03

45. GUANGOPOLO 1,12 15,10 24,97

46. POMASQUI 138 - - -

47. POMASQUI 230 - - -

48. JAMONDINO 304,26 110,72 243,36

49. IBARRA (7,70) 4,03 6,04

50. TULCAN - - -

50. TULCAN (2,29) 1,01 (0,50)

51. PANAMERICANA (231,00) 100,66 (117,02)

52. MULALO (1,14) 3,52 4,88

53. PUCARA (3,41) 37,24 47,49

54. AMBATO - - -

55. TOTORAS 138 - - -

55. TOTORAS 138 1,54 1,46 2,07

56. TOTORAS 230 - - -

57. SAN FRANCISCO 385,77 113,74 166,71

58. BAÑOS - - -

59. AGOYAN 200,58 78,51 115,97

60. PUYO - - -

61. TENA - - -


63. RIOBAMBA 0,28 6,54 8,04

63. RIOBAMBA - - -

63. RIOBAMBA 0,03 0,81 0,99

63. RIOBAMBA - - -

TOTAL 1.371,04 1.371,04 1.371,04 Tabla C-3-34 Cargos a Generadores, multinodal

187


GENERACIÓN DEMANDA GENERACIÓN DEMANDA GENERACIÓN DEMANDA

01. LOJA - 24,88 - 38,25 - 98,98

01. LOJA 0,18 - 2,02 - 1,09 -

02. CUENCA 16,63 85,89 32,36 125,12 17,92 76,42

02. CUENCA 7,45 - 14,49 - 8,03 -

03. ABANICO 0,50 - 12,47 - 74,94 -

04. MOLINO 138 423,56 - 337,03 - 189,53 -

05. MOLINO 230 974,89 - 421,29 - 155,12 -

06. MILAGRO 230 - 35,41 - 84,93 - 54,23

07. MILAGRO 138 - - - - - -

08. IDELFONSO 230 - - - - - -

09. MACHALA 230 - 43,41 - 25,87 - 42,24

10. IDELFONSO 138 - - - - - -

11. MACHALA 138 - 55,97 - 57,97 - 55,98

12. BAJO ALTO 52,48 - 117,96 - 215,87 -

13. BABAHOYO - 48,85 3,37 43,06 1,87 60,85

14. DOS CERRITOS - 33,57 - 63,95 - 46,07

15. PASCUALES 230 - - - - - -

16. PASCUALES 138 - 145,66 - 137,17 - 124,34

17. POLICENTRO - 110,87 - 102,29 - 101,23

18. SALITRAL - 157,59 - 224,30 - 214,65

18. SALITRAL - - - - - -

18. SALITRAL - - - - - -

18. SALITRAL 0,45 - 31,55 - 5,51 -

18. SALITRAL - - - - - -

18. SALITRAL - - - - - -

19. TRINITARIA 138 6,84 58,56 112,06 111,81 22,39 105,96

20. TRINITARIA 230 - - - - - -

21. ESCLUSAS 230 - - - - - -

22. ESCLUSAS 138 - - - - - -

23. CARAGUAY - 127,54 - 97,04 - 115,32

24. CHONGON - 32,82 - 30,75 - 33,26

24. CHONGON - - - - - -

25. POSORJA - 50,13 - 34,29 - 67,93

26. S. ELENA - 23,23 - 12,89 - 59,74

27. QUEVEDO 230 - - - - - -

28. QUEVEDO 138 1,06 11,82 12,64 47,94 8,56 42,16

29. DAULE PERIPA 109,05 - 168,52 - 144,15 -

30. PORTOVIEJO 0,06 59,60 2,53 96,81 1,74 172,26

31. S. GREGORIO 138 - - - - - -

32. S. GREGORIO 230 - - - - - -

33. MONTECRISTI - 75,05 - 20,14 - 48,07

34. CHONE 0,63 14,12 5,06 45,75 4,30 70,48

35. SEVERINO - 0,61 - 0,84 - 14,44


MEDIOS ESTAMIPILLA POSTAL FACTORES GGLDF Barra

188

36. SANTO DOMINGO 230 - - - - - -

37. SANTO DOMINGO 138 - 46,38 - 55,10 - 33,62

38. ESMERALDAS 3,04 40,16 6,40 55,27 10,56 32,64

38. ESMERALDAS 52,87 - 111,22 - 183,33 -

39. SANTA ROSA 230 - - - - - -

40. SANTA ROSA 138 - 109,85 - 118,13 - 82,57

40. SANTA ROSA 138 1,80 - 12,22 - 10,32 -

40. SANTA ROSA 138 2,60 - 17,61 - 14,88 -

40. SANTA ROSA 138 - - - - - -

40. SANTA ROSA 138 4,03 - 27,30 - 23,06 -

41. E. ESPEJO - 70,71 - 73,81 - 56,71

42. SELVA ALEGRE - 56,01 - 58,64 - 44,64

43. S/E 19 - 83,53 - 98,41 - 76,60

44. VICENTINA 138 10,16 48,58 31,18 124,37 27,88 87,60

44. VICENTINA 138 7,69 - 23,59 - 21,10 -

45. GUANGOPOLO 0,29 0,46 25,28 19,38 25,71 13,64

46. POMASQUI 138 - - - - - -

47. POMASQUI 230 - - - - - -

48. JAMONDINO 393,66 - 185,37 - 400,63 -

49. IBARRA 2,80 11,72 6,74 32,27 8,21 22,10

50. TULCAN - 5,55 - 30,08 - 20,38

50. TULCAN 0,74 - 1,69 - 2,38 -

51. PANAMERICANA 74,73 - 168,52 - 245,81 -

52. MULALO 1,33 16,38 5,90 43,14 5,83 22,51

53. PUCARA 20,48 - 62,35 - 63,19 -

54. AMBATO - 4,34 - 15,59 - 4,94

55. TOTORAS 138 - 4,68 - 31,01 - 8,98

55. TOTORAS 138 1,11 - 2,44 - 2,50 -

56. TOTORAS 230 - - - - - -

57. SAN FRANCISCO 381,60 - 190,42 - 224,27 -

58. BAÑOS - 0,97 - 7,92 - 2,27

59. AGOYAN 165,84 - 131,44 - 154,04 -

60. PUYO - 2,28 - 7,08 - 7,62

61. TENA - 6,39 - 5,06 - 12,92

62. FCO. ORELLANA - 57,38 - 14,49 - 98,38

63. RIOBAMBA 0,36 55,22 10,95 48,87 9,96 16,53

63. RIOBAMBA - - - - - -

63. RIOBAMBA 0,04 - 1,35 - 1,23 -

63. RIOBAMBA - - - - - -

TOTAL 2.718,96 1.816,17 2.295,32 2.239,81 2.285,89 2.249,24 Tabla D-3-35 Cargo a los Generadores y Demandas, uninodal

189


01. LOJA - 18,17 - 11,56 - 69,21

01. LOJA 0,15 - 0,61 - 0,30 -

02. CUENCA 12,83 62,74 9,78 37,83 5,31 18,58

02. CUENCA 5,75 - 4,38 - 2,38 -

03. ABANICO 0,38 - 3,77 - 67,52 -

04. MOLINO 138 180,18 - 101,89 - 54,48 -

05. MOLINO 230 194,30 - 127,36 - (13,69) -

06. MILAGRO 230 - (19,48) - 25,68 - (19,83)

07. MILAGRO 138 - - - - - -

08. IDELFONSO 230 - - - - - -

09. MACHALA 230 - 38,43 - 7,82 - 19,06

10. IDELFONSO 138 - - - - - -

11. MACHALA 138 - 43,48 - 17,53 - 0,68

12. BAJO ALTO 29,35 - 35,66 - 172,13 -

13. BABAHOYO - 28,58 1,02 13,02 1,32 12,76

14. DOS CERRITOS - (14,52) - 19,33 - (14,81)

15. PASCUALES 230 - - - - - -

16. PASCUALES 138 - 3,42 - 41,47 - (9,95)

17. POLICENTRO - 2,35 - 30,92 - (8,08)

18. SALITRAL - 2,75 - 67,81 - (16,28)

18. SALITRAL - - - - - -

18. SALITRAL - - - - - -

18. SALITRAL 0,02 - 9,54 - 3,52 -

18. SALITRAL - - - - - -

18. SALITRAL - - - - - -

19. TRINITARIA 138 6,17 0,01 33,88 33,80 12,62 (8,39)

20. TRINITARIA 230 - - - - - -

21. ESCLUSAS 230 - - - - - -

22. ESCLUSAS 138 - - - - - -

23. CARAGUAY - 18,69 - 29,34 - 7,98

24. CHONGON - (7,37) - 9,30 - (36,69)

24. CHONGON - - - - - -

25. POSORJA - 0,58 - 10,37 - (21,47)

26. S. ELENA - 6,22 - 3,90 - 29,49

27. QUEVEDO 230 - - - - - -

28. QUEVEDO 138 0,85 10,78 3,82 14,49 5,93 2,85

29. DAULE PERIPA 44,50 - 50,95 - 96,83 -

30. PORTOVIEJO 0,06 24,24 0,76 29,27 1,31 61,61

31. S. GREGORIO 138 - - - - - -

32. S. GREGORIO 230 - - - - - -

33. MONTECRISTI - 52,54 - 6,09 - 24,11

34. CHONE 0,63 8,99 1,53 13,83 2,89 20,77

35. SEVERINO - 0,51 - 0,25 - 13,52

Barra


MEDIOS ESTAMIPILLA POSTAL FACTORES GGLDF

190

36. SANTO DOMINGO 230 - - - - - -

37. SANTO DOMINGO 138 - 27,38 - 16,66 - (2,80)

38. ESMERALDAS 1,69 21,10 1,94 16,71 6,90 (3,38)

38. ESMERALDAS 29,32 - 33,62 - 119,76 -

39. SANTA ROSA 230 - - - - - -

40. SANTA ROSA 138 - 60,74 - 35,71 - 19,43

40. SANTA ROSA 138 1,33 - 3,69 - 7,50 -

40. SANTA ROSA 138 1,91 - 5,32 - 10,82 -

40. SANTA ROSA 138 - - - - - -

40. SANTA ROSA 138 2,96 - 8,25 - 16,77 -

41. E. ESPEJO - 30,16 - 22,31 - 14,86

42. SELVA ALEGRE - (2,12) - 17,73 - 10,77

43. S/E 19 - (20,59) - 29,75 - 18,55

44. VICENTINA 138 3,82 (10,98) 9,42 37,60 19,76 22,13

44. VICENTINA 138 2,89 - 7,13 - 14,95 -

45. GUANGOPOLO 0,11 0,46 7,64 5,86 19,09 3,43

46. POMASQUI 138 - - - - - -

47. POMASQUI 230 - - - - - -

48. JAMONDINO 177,03 - 56,04 - 178,12 -

49. IBARRA (3,12) (24,51) 2,04 9,76 4,62 5,63

50. TULCAN - (24,45) - 9,09 - 6,16

50. TULCAN (1,10) - 0,51 - (0,20) -

51. PANAMERICANA (111,11) - 50,95 - (64,34) -

52. MULALO (0,63) (3,52) 1,78 13,04 3,95 2,38

53. PUCARA (1,14) - 18,85 - 40,36 -

54. AMBATO - 1,92 - 4,71 - 0,39

55. TOTORAS 138 - 0,94 - 9,37 - 0,44

55. TOTORAS 138 0,48 - 0,74 - 1,71 -

56. TOTORAS 230 - - - - - -

57. SAN FRANCISCO 246,72 - 57,57 - 132,57 -

58. BAÑOS - 0,17 - 2,39 - 0,10

59. AGOYAN 110,96 - 39,74 - 95,01 -

60. PUYO - 1,10 - 2,14 - 3,84

61. TENA - 4,70 - 1,53 - 8,89

62. FCO. ORELLANA - 49,08 - 4,38 - 81,34

63. RIOBAMBA 0,07 41,00 3,31 14,77 6,60 6,14

63. RIOBAMBA - - - - - -

63. RIOBAMBA 0,01 - 0,41 - 0,81 -

63. RIOBAMBA - - - - - -

TOTAL 937,36 433,68 693,91 677,13 1.027,63 343,41 Tabla D-3-36 Cargos a los Generadores y Demandas, multinodal

ENTRE DEMANDAS

191


01. LOJA 52,37 77,45 179,79

02. CUENCA 180,86 253,35 215,64

03. ABANICO - - -

04. MOLINO 138 - - -

05. MOLINO 230 - - -

06. MILAGRO 230 90,87 171,97 145,92

07. MILAGRO 138 - - -

08. IDELFONSO 230 - - -

09. MACHALA 230 168,73 52,38 81,04

10. IDELFONSO 138 - - -

11. MACHALA 138 85,34 117,38 124,49

12. BAJO ALTO - - -

13. BABAHOYO 110,34 87,18 122,39

14. DOS CERRITOS 94,52 129,49 115,86

15. PASCUALES 230 - - -

16. PASCUALES 138 337,19 277,74 285,33

17. POLICENTRO 263,66 207,11 225,58

18. SALITRAL 369,29 454,15 482,63

19. TRINITARIA 138 137,49 226,39 239,27


21. ESCLUSAS 230 - - -

22. ESCLUSAS 138 - - -

23. CARAGUAY 296,19 196,49 243,24

24. CHONGON 81,15 62,27 72,07

25. POSORJA 136,15 69,44 126,83

26. S. ELENA 102,93 26,10 99,19

27. QUEVEDO 230 - - -

28. QUEVEDO 138 32,11 97,07 77,83


30. PORTOVIEJO 155,35 196,02 287,41

31. S. GREGORIO 138 - - -

32. S. GREGORIO 230 - - -

33. MONTECRISTI 254,26 40,77 78,32

34. CHONE 42,59 92,64 119,50

35. SEVERINO 20,58 1,71 22,00


37. SANTO DOMINGO 138 84,16 111,58 67,07

38. ESMERALDAS 61,83 111,92 63,95

39. SANTA ROSA 230 - - -

40. SANTA ROSA 138 250,06 239,19 155,48

41. E. ESPEJO 160,94 149,45 104,26


192

42. SELVA ALEGRE 118,66 118,74 82,66

43. S/E 19 171,21 199,27 141,07

44. VICENTINA 138 106,30 251,81 166,11

45. GUANGOPOLO 3,54 39,24 25,84

46. POMASQUI 138 - - -

47. POMASQUI 230 - - -

48. JAMONDINO - - -

49. IBARRA 26,01 65,34 41,38

50. TULCAN 10,88 60,91 37,91


52. MULALO 39,74 87,35 42,80

53. PUCARA - - -

54. AMBATO 10,13 31,56 10,66

55. TOTORAS 138 8,18 62,78 19,90

56. TOTORAS 230 - - -


58. BAÑOS 1,76 16,04 5,00

59. AGOYAN - - -

60. PUYO 10,07 14,33 12,89

61. TENA 18,49 10,24 20,47

62. FCO. ORELLANA 144,88 29,34 151,07

63. RIOBAMBA 296,30 98,95 42,31

TOTAL 4.535,14 4.535,14 4.535,14 Tabla D-3-37 Cargos a las Demandas, uninodal


01. LOJA 42,31 23,42 124,62

02. CUENCA 146,13 76,59 94,72

03. ABANICO - - -

04. MOLINO 138 - - -

05. MOLINO 230 - - -

06. MILAGRO 230 (60,03) 51,99 16,13

07. MILAGRO 138 - - -

08. IDELFONSO 230 - - -

09. MACHALA 230 158,38 15,83 40,62

10. IDELFONSO 138 - - -

11. MACHALA 138 59,93 35,48 28,87

12. BAJO ALTO - - -

13. BABAHOYO 65,97 26,36 40,73

14. DOS CERRITOS (45,04) 39,15 11,25

15. PASCUALES 230 - - -


193

16. PASCUALES 138 23,23 83,97 56,04

17. POLICENTRO 16,33 62,61 40,80

18. SALITRAL 20,49 137,30 91,45

19. TRINITARIA 138 3,73 68,44 45,14


21. ESCLUSAS 230 - - -

22. ESCLUSAS 138 - - -

23. CARAGUAY 46,50 59,40 62,25

24. CHONGON (46,69) 18,83 (39,33)

25. POSORJA (22,79) 20,99 (14,58)

26. S. ELENA 48,01 7,89 51,10

27. QUEVEDO 230 - - -

28. QUEVEDO 138 30,65 29,35 13,27


30. PORTOVIEJO 64,09 59,26 110,84

31. S. GREGORIO 138 - - -

32. S. GREGORIO 230 - - -

33. MONTECRISTI 198,80 12,33 40,15

34. CHONE 22,81 28,01 39,61

35. SEVERINO 20,21 0,52 20,52


37. SANTO DOMINGO 138 54,70 33,73 8,59

38. ESMERALDAS 32,40 33,83 6,87

39. SANTA ROSA 230 - - -

40. SANTA ROSA 138 149,83 72,31 57,41

41. E. ESPEJO 77,38 45,18 39,53

42. SELVA ALEGRE 3,53 35,90 30,34

43. S/E 19 (34,58) 60,24 51,47

44. VICENTINA 138 (17,89) 76,13 64,27

45. GUANGOPOLO 3,51 11,86 9,97

46. POMASQUI 138 - - -

47. POMASQUI 230 - - -

48. JAMONDINO - - -

49. IBARRA (48,00) 19,75 16,40

50. TULCAN (47,73) 18,41 18,05


52. MULALO (5,79) 26,41 12,48

53. PUCARA - - -

54. AMBATO 5,09 9,54 3,96

55. TOTORAS 138 1,51 18,98 7,24

56. TOTORAS 230 - - -


58. BAÑOS 0,28 4,85 1,83

194

62. FCO. ORELLANA 122,73 8,87 125,56

63. RIOBAMBA 261,71 29,91 21,16

TOTAL 1.371,04 1.371,04 1.371,04 Tabla D-3-38 Cargos a las Demandas, multinodal

escuela politÉcnica nacionalbibdigital.epn.edu.ec/bitstream/15000/1545/1/cd-2709.pdftabla 5-11...

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