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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN
TESIS PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE INGENIEROELÉCTRICO EN LA ESPECIALIZACION DE SISTEMAS
"
ELÉCTRICOS DE
BIBLIOTECA
ERNESTO WLADIMIR BEDON ORTEGA
QUITO, SEPTIEMBRE DE 1998
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Certifico que la presentetesis ha sido realizada en sutotalidad por el Sr. ErnestoWladimir Bedón Ortega, bajomi dirección.
IggrMilton^eaparítaDirector de tesis.
AGRADECIMIENTO
Expreso mí profundosentimiento de gratitud aaquellas personas que meayudaron y colaboraron condesinteresado apoyo aculminar este trabajo.Especialmente al IngenieroMiiton Toapanta por suacertada dirección y valiosaayuda.
DEDICATORIA
Este trabajo fue posiblegracias al esfuerzo, sacrificioy apoyo constante de mispadres, José M. y Graciela, yde mis hermanos José L. yTatiana, por ello se losdedico.
ÍNDICE
5JUSTIFICACIÓN
OBJETIVOS 7
ALCANCE 8
INTRODUCCIÓN 10
CAPÍTULO I ll
LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE l7
1.1 GENERALIDADES 17
EL ESTADO COMO REGULADOR DEL MERCADO 19PRECIOS CONTROLADOS Y SUBSIDIOS, EJEMPLOS: BANCO CENTRAL, ENPROVIT 19INECEL COMO ENTE REGULADOR Y CONTROLADOR 20PLAN NACIÓN AL DE ELECTRIFICACIÓN 21
1.2 ANÁLISIS Y DESCRIPCIÓN DE LA TARIFACIÓN EXISTENTE 24ACTUALMENTE
1.3 ANÁLISIS DE MODELOS EXISTENTES PARA EL CÁLCULO DEL 37
COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN
' ' ECONOMÍAS DE ESCALA ' " 40METODOLOGÍA DE RAMSEY 42COSTOS MARGINALES . 44
COSTO MARGINAL CORTO PLAZO 45COSTO MARGINAL LARGO PLAZO - 49
•COSTOS INCREMÉNTALES • 51PRECIOS AUTOSOSTENTBLES .. ' 52COSTO DE SERVICIO PRIORITARIO 53PRECIO TECHO 56COSTOS EVITADOS . 57COSTOS EN TIEMPO REAL 58COSTOS ESTACIONALES ' 59
CAPITULO 2
2.1 LA NUEVA LEY DEL SECTOR ELÉCTRICO
60
CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL NUEVO MODELO 60
60
EL COSTO DEL kWH DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
ÍNDICE
2.2 ANÁLISIS DE LOS TÉRMINOS DE LA NUEVA LEY EN LO 67
RELACIONADO CON EL COSTO DEL kWh Y kW DE GENERACIÓN
2.3 DESCRIPCIÓN DE LA NUEVA METODOLOGÍA DE CÁLCULO DEL 70
kWh Y DEL kW DE GENERACIÓN.
CAPITULO 3 84
COSTO DEL kW INSTALADO . 84
POTENCIA CONTINUA (PC) 89ENERGÍA PRIMARIA (EP) 89ENERGÍA SECUNDARIA (ES) 90POTENCIA GARANTIZADA (PG) 90COSTO MARGINAL DE POTENCIA (CMP) 90
3, 1 COSTO MARGINAL MEDIO DE LARGO PLAZO 91
3. 2 MONTO DE INVERSIONES 91
3.2.1 CENTRALES DE GENERACIÓN HDROELÉCTRICA ' 10°CARACTERÍSTICAS DE COSTOS 100ESTRUCTURA DE COSTOS 100CASA DE MÁQUINAS 101BOCATOMAS 102CANALES 103TÚNELES 103TUBERÍAS 103TURBINAS Y GENERADORES 104EQUIPO ELÉCTRICO DE CONTROL Y PROTECCIONES 1 04INSTALACIONES Y EQUIPO AUXILIAR 1 05PATIO ELEVADOR 105PRESAS 106
3.2.2 CENTRALES DE GENERACIÓN TÉRMICAS A VAPOR 107
COSTOS DE INVERSIÓN 1 08GASTOS FIJOS ANUALES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO 1 08GASTOS VARIABLES DE MANTENIMIENTO 1 09CONSUMO ESPECÍFICO 109
o o. o /^-cTk-i-T-Q A i co r-«.c r>CK.icrp AOIÓM HSPQPI -*o, ¿..o oti^ i KAi-Co uc oCi-xtlKMUlUN UitoclL
COMPONENTES 109CARACTERÍSTICAS 110COSTOS DE INVERSIÓN ' 110COSTOS FIJOS ANUALES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO 1 1 1COSTOS VARIABLES DE MANTENIMIENTO 1 1 1CONSUMO ESPECÍFICO 1 1 1
EL COSTO DEL kWH DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
ÍNDICE
¿r3.2,4 CENTRALES GENERADORAS DE TURBINA A GAS m
3.3 EL COSTO POR POTENCIA INSTALADA [l4
3.4 EJEMPLO DE DETERMINACIÓN DEL COSTO DEL kWINSTALADO l ll
CAPÍTULO 4 I27
COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN UJ
4.1 CARACTERÍSTICAS DÉLAS UNIDADES GENERADORAS l29
4.1.1 DEFINICIÓN DE TÉRMINOS BÁSICOS . 129
CONSUMO DE CALOR 129CONSUMO ESPECÍFICO DE CALOR 130EFICIENCIA 131CONSUMO INCREMENTAL DE CALOR 132
4.1.2 UNIDADES DE VAPOR . .. 134
FUNCIONAMIENTO DE LA CENTRAL DE VAPOR 134COSTO DE COMBUSTIBLE 135COSTO DE ARRANQUE ' . 136-COSTO DE MANTENIMIENTO 139
4.1.3 UNIDADES A GAS ' 139
FUNCIONAMIENTO DE LAS CENTRALES A GAS 13 9TURBINA DE CICLO ABIERTO ' 140
. TURBINA A GAS DE CICLO CERRADO 140
4-. 1.4 CENTRALES DE CICLO COMBINADO 142
.4.1.5 CENTRALES HIDROELÉCTRICAS l44
FUNCIONAMIENTO DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS 144
4.1.6 DATOS TÍPICOS DE UNIDADES TÉRMICAS 146
4.1.7 UNIDADES EXISTENTES EN EL SISTEMA ELÉCTRICO 149ECUATORIANO
4.2 DESPACHO HIDROTÉRMICO 151
4.2. r MODELACIÓN MATEMÁTICA DE SISTEMAS HIDROTÉRMICOS 154
PROGRAMACIÓN HIDROTÉRMICA DE CORTO PLAZO 154PROGRAMACIÓN DINÁMICA 161PROGRAMACIÓN LINEAL Y NO LINEAL • 162GRADIENTE REDUCIDO 162
EL COSTO DEL kWH DE GENERACIÓN 3"ERNESTO BEBÓN
ÍNDICE
MÉTODO DE FLUJO EN REDES 163
4.3 SISTEMA HIDROTÉRMICO ECUATORIANO 164
REPRESENTACIÓN DE FLUJO EN REDES DEL S.N.I. 167REPRESENTACIÓN DE CENTRALES TÉRMICAS 169REPRESENTACIÓN DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS DE PASADA 172REPRESENTACIÓN DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS CON RESERVORIO OEMBALSEREPRESENTACIÓN DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y TRANSFORMADORES 178REPRESENTACIÓN DE LAS DEMANDAS EN NODOS DEL S.N.I. 179
4.4 DETERMINACIÓN DEL CÁLCULO DEL COSTO DEL kWh DE isoGENERACIÓN
4.4.1 DETERMINACIÓN DE LA DEMANDA Y PLAN DE EXPANSIÓN. 183
4.4.2 DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS DE OPERACIÓN. l84
4.4.3 DETERMINACIÓN DE COSTOS. 186
4.4.4 DETERMINACIÓN DEL COSTO ÚNICO. m
CAPÍTULO 5 195
EJEMPLO DE APLICACIÓN DEL CÁLCULO DEL COSTO DEL kWh DE 195GENERACIÓN
5.2 DETERMINACIÓN DE COSTOS 195
5.2 DETERMINACIÓN DEL COSTO ÚNICO 206
CAPÍTULO 6 212
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 212
CONCLUSIONES 2U
RECOMENDA CIONES 225
BIBLIOGRAFÍA 232
GLOSARIO DE TÉRMINOS 236
ANEXOS 249
EL COSTO DEL kWH DE GENERACIÓN 4"ERNESTO BEDÓN
JUSTIFICACIÓN
JUSTIFICACIÓN.
La Ley de Régimen del Sector Eléctrico, establece reformas en el proceso de
comercialización de la energía y potencia eléctrica desde la generación a la
distribución.
Es así, que en la generación establece la libre competencia y participación del
sector privado.
Para la transmisión establece una empresa única, encargada esta del
transporte de la energía y potencia eléctrica.
En la distribución y comercialización se mantiene el esquema de concesiones
reguladas. (Art. 37, 58, 78 y 94 Reglamento Sustitutivo del Reglamento General de la Ley de
Régimen del Sector Eléctrico, Registro oficial N°182, 1997/10/28)
La creación de una metodología para determinar el costo del kWh de
generación en las barras del sistema de transmisión que respete la Ley de
Régimen del Sector Eléctrico (LRSE) y el Reglamento General de esta
(RGLRSE) y que tome en cuenta condiciones técnicas de operación del S.N.I.
facilitará el futuro análisis de nuevos métodos o modelos matemáticos para
obtener el costo del kWh de generación en (as barras del sistema de
transmisión, facilitará también la previsión de transacciones en e
eléctrico, y será de utilidad para la posible implementación de un paquete
compuíacional interactivo para la obtención del costo del kWh de cada central
a una condición de operación del sistema; paquete este que sería utilizado
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN JERNESTO BEDÓN
JUSTTFICACrON
como herramienta para obtener costos de referencia en transacciones
financieras en el mercado eléctrico.
La utilización de una metodología que depende de factores inciertos como la
hidrología e índices económicos que intenta simular la realidad con cierta
exactitud permitirá aproximarse en la predicción del costo del kWh de
generación bajo ciertas condiciones de operación a una fecha en el futuro.
Este pronóstico serviría para varios propósitos, entre otros para:
1. La administración y planificación económica de empresas de generación a
mediano y quizá a largo plazo, así como para estudios de rentabilidad de
proyectos de generación o industríales a realizarse dentro del país.
2. Determinar la tarifa de la energía y potencia eléctrica al usuario final.
3. La determinación de tarifas para las actividades de transmisión, basadas en
el monto de las transacciones realizadas en el Mercado Eléctrico Mayorista
(MEM), las cuales estarán en función del costo del kWh de generación.
4. Una proyección de la demanda futura de energía y potencia eléctrica
basados en su relación con el precio del kW y kWh de generación.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
OBJETIVOS
OBJETIVOS
La presente tesis plantea los siguientes objetivos:
1. Formular un modelo matemático que permita determinar el precio del kWh de
generación puesto en las barras de transmisión.
2. Analizar los factores que inciden en la determinación del costo del kWn de
generación, tales como;
Despacho económico,
Disponibilidad energética en centrales hidroeléctricas,
Costo del kW instalado,
Tipo de generación.
3. Formular un modelo matemático o metodología que permita determinar el precio del
kWh de generación puesto en las barras de transmisión, que este de a cuerdo con la
Ley de Régimen del Sector Eléctrico, sus reglamentos y el nuevo esquema del
mercado eléctrico ecuatoriano.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
ALCANCE
ALCANCE
La Ley de Régimen del sector eléctrico propone un esquema nuevo en el mercado
eléctrico, este esquema implementa la competencia en la generación y el cálculo de la
tarifa de generación sobre la base de costos marginales, por lo que se debe tener en
cuenta la existencia de varios tipos de centrales de generación eléctrica, las cuales a su
vez tendrán costos diferentes de operación, mantenimiento y capacidad. Tales
diferencias serán decisivas en la competencia entre generadores y la determinación del
costo marginal, por lo cual cualquier modelo de cálculo de la tarifa de generación
propuesto debe considerarlas.
El modelo que se propone en esta tesis toma en cuenta las características de costo de las
centrales eléctricas, factores estacionales y la probabilidad de ocurrencia de estos. Dicho
modelo adopta como costo único al costo marginal medio esperado en el transcurso de
un año, tomando en cuenta que así las empresas eléctricas tendrán una mayor certeza
acerca de los cambios en el precio de venta del kWh de generación. El método toma en
cuenta el pago por capacidad, y el pago por generación de energía, además propone que
la tarifa es un precio referencial y que el precio puede estar sobre o bajo este,
dependiendo de las condiciones del mercado.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
ALCANCE
A] tomarse como base el costo margina] esperado a ]o largo del año, se pueden definir
costos estacionales y horarios, lo que diferencia las obvias variaciones que experimenta
el costo del servicio y propicia el uso racional de la energía. Al estar basado en un
despacho económico tomando en cuenta las restricciones del Sistema Eléctrico Nacional
utiliza de mejor manera el equipamiento de la generación, estableciéndose un sistema
tarifario dúctil
El modelo para el cálculo del kWh de generación contiene y trata los casos de
generación hidroeléctrica y termoeléctrica, y dentro de esta los casos de generación con
turbinas a gas, ciclo combinado y vapor.
INTRODUCCIÓN
INTRODUCCIÓN.
La falta de atención a la demanda eléctrica en el país registró en años anteriores
racionamientos de energía eléctrica. Esta falta de atención ha conllevado a impulsar en
el país un proceso de cambio y modernización del sector. Dicho proceso de cambio se
basa en Ja competencia dentro del sector, rompiendo con el sistema público y
monopolice de producción de energía eléctrica, la competencia se realizará en todas las
actividades y servicios relativos a generación de energía eléctrica que serán prestados
por las personas naturales o jurídicas debidamente autorizadas por el CONELEC.
El mercado eléctrico compuesto antes por una única empresa vendedora de energía
generada, generadores adicionales privados y varias empresas eléctricas que en su gran
mayoría son empresas distribuidoras y comercializadoras, cambia con la Ley de
Régimen del Sector Eléctrico, estableciéndose la existencia de varias unidades de
negocio y la separación de las actividades de generación y transmisión (Art.6 y 94 del
Reglamento Sustitutivo del Reglamento General de la Ley de Régimen del Sector
Eléctrico, Suplemento Registro oficial N°182, 1997/10/28), además, la existencia de un
Mercado Eléctrico Mayorista.
EL COSTO DEL kWhDE GENERACIÓN 10ERNESTO BEDÓN
INTRODUCCIÓN
Dentro de este nuevo esquema se tendrá la participación en el Mercado Eléctrico
Mayorista de los generadores, los distribuidores y los grandes consumidores
incorporados al Sistema Nacional Interconectado (S.N.I.) pudiendo realizar entre estos
transferencias de potencia y energía.
En el mercado Eléctrico Mayorista se realizarán transacciones de energía eléctrica de
acuerdo a dos modalidades: Contratos a Plazo y Mercados Ocasional, con las siguientes
características:
• Los contratos a largo plazo se celebrarán por un término mínimo de un ano entre
generadores y distribuidores, entre generadores y grandes consumidores., y entre
grandes consumidores y distribuidores a precios libremente pactados.
• En el mercado ocasional se realizarán transacciones entre generadores yO J
distribuidores, entre generadores y grandes consumidores, a precios que para este
mercado serán los costos marginales de corto plazo determinados por el CENACE.
(Art. 78 Reglamento Sustitutivo del Reglamento General de la Ley de Régimen del
Sector Eléctrico, Suplemento Registro Oficial N°1S2, 1997/10/28)
En el nuevo esquema del sector eléctrico se establece la existencia de precios, que serán
aplicados al mercado ocasional y de tarifas aplicados a consumidores finales, existiendo
además implícito un precio único que será aplicado al realizarse un contrato a plazo. Las
relaciones de precios y tarifas se explica en la siguiente figura:
ÉLCÓSTO DEL kWh DE GENERACIÓN TTERKE 3TO BEDÓN
INTRODUCCIÓN
FIGURA 1
MERCADO APLAZO / CONTRATOS APLAZO
PRECIO ÚNICO AJLOLARGO DE UN ANOGARANTIZADO PORCONTRATO
TARIFAS APRECIOSCONTROLADOS
CLIENTES
-XUSTRIBUIDOKES/CO- MERCIALIZADORAS-
USUARIO-- -FINAL ~-
En un contrato a plazo, el precio de compra - venía de energía pactado, es valido por un término mínimo
de un año, por lo que se convierte en un precio único en el que se debe tomar en cuenta todos los costos
de producción de energía y potencia eléctrica a lo largo del período de duración del contrato, el usuario
final no tiene un precio de compra de energía, sino una tarifa que es un precio determinado por un ente de
regulación, puesto que en este esquema del Mercado eléctrico no se introduce aún competencia en la
comercialización. (Art. 78 Reglamento Sustitutivo del Reglamento General de la Ley de Régimen del
Sector Eléctrico, Registro oficial N°182, 1997/10/28)
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
12
FIGURA 2
MERCADO OCASIONALPRECIOS SERÁN LOS COSTOS MARGINALES DE CORTO PLAZO
GRANDESCLIENTES
GENERADORES
PRECIO: COSTOSMARGINALES DE
CORTO PLAZODETERMINADOS POR
EL CENACE
TARDFAS = PRECIOSCONTROLADOS
USUARIO- -FINAL'
(Art. 78 y 82 del Reglamento Sustitutivo del Reglamento General de la Ley de Régimen
del Sector Eléctrico, Registro oficial N°l 82,1997/10/28)
Con estos antecedentes y tomando en cuenta que se debe respetar los principios de bajo
costo, el despacho económico, y optimízación de los recursos (Ley de Régimen del
Sector Eléctrico, articulo 11, Registro Oficial n.43 1996/10/10), la presente tesis trata de
establecer una metodología para el cálculo del kWh de generación.
El Capítulo 1 titulado "La Estructura Tarifaria Vigente", hace un análisis del origen de
esta estructura tarifaria y de los criterios utilizados para la obtención de la tarifa al
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
13
consumidor, además en este capítulo se hace una descripción de varios métodos
utilizados para determinar costos, precios y tarifas de generación de energía eléctrica.
En el segundo Capítulo, "Características Generales del Nuevo Modelo", se hace un
análisis de los términos de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico en lo relacionado a la
determinación del costo del kWh de generación, de las características que debe cumplir
el modelo de cálculo para estar acorde al modelo de mercado eléctrico a implantarse en
el Ecuador.
El Capítulo 3 titulado "Costo Del kWh instalado", describe como realizar el cálculo del
monto de inversiones de varios tipos de centrales de generación y analiza el costo de la
potencia instalada.
El cuarto capítulo, "Costo del kWh en Operación", describe las características de las
unidades generadoras de energía eléctrica, despacho hidrotérmico, modelos
matemáticos de despacho económico hidrotérmico, el cálculo del costo marginal de
corto plazo de generación, y a través de este, el cálculo del costo único del kWh de
generación. Dicho costo único es un costo referencial que puede ser utilizado por los
generadores para determinar el precio de venta de energía y potencia eléctrica en un
contrato a plazo.
El método que se propone en la presente tesis tiene cinco pasos básicos, los cuales son
tratados a lo largo de sus capítulos y concluyen con un ejemplo de cálculo en el capítulo
5, dichos pasos son:
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 14ERNESTO BEDÓN
INTRODUCCIÓN
Determinación de la demanda y Plan de Expansión (inversiones y anualidades),
dicha determinación de la demanda se la tiene que hacer tomando en cuenta factores
econométricos, puesto que al abrirse la competencia en la generación y en un futuro
la comercialización.,, esta demanda dependerá del precio de oferta de la energía. El
Plan de Expansión del sistema no es certero puesto que en 3a historia del sector
eléctrico no se han cumplido los planes de electrificación, lo que hace muy difícil
su determinación. En la presente tesis no se trata el problema de determinación de la
demanda, ni del Plan de Expansión, puesto que estos requieren un tratamiento
particular y muy amplio que sale fuera del tema. En todo caso su influencia dentro
del costo del kWh de generación es tomado en cuenta en el tratamiento del costo por
capacidad (Art. 46 del derogado Reglamento General de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico,
suplemento Registro Oficial N.82 1996/12/4). Para el costo de capacidad, se tiene que es
dependiente de los costos fijos anuales propios de la unidad de generación.
Determinación de los parámetros de operación del sistema. Los parámetros de
operación del sistema son requeridos para la realización de un despacho al mínimo
costo, parámetros tales como límites de transmisión, hidrología, curva de carga,
curva de duración de carga, disponibilidad de las unidades, deben ser tomadas en
cuenta en el despacho de las unidades conectadas al S.N.I.
- Simulación del despacho hidrotérmico. El sistema Eléctrico Ecuatoriano es un
sistema con dos componentes de generación: térmica e hidráulica, cada una con sus
particularidades, las cuales influyen conjuntamente en la determinación de un
despacho óptimo de generación. En la presente tesis se ha tomado la simulación de
flujos y despacho realizado por el CENACE para los días 1997/06/16 y 1997/11/19.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 15*ERNESTO BEDÓN
INTRODUCCIÓN
Determinación de costos medios de operación y mantenimiento. Una vez realizado
el despacho económico, se asignan la potencia y energía de generación de cada
unidad, dicha potencia y energía son variables en la determinación del costo de
mantenimiento y operación. La potencia y energía de generación de una unidad
tiene que ser determinada luego en la realidad por parte del CENACE utilizando un
sistema de medición en tiempo real. Para la determinación de los costos medios de
operación el método propuesto se basa en datos históricos, tomados como fijos, es
decir no como una función del desgaste ni cambio de las condiciones de
funcionamiento de la unidad, puesto que dichas funciones no son conocidas
actualmente por el CENACE o HSfECEL, sin embargo en la presente tesis se esboza
un ejemplo de estas.
Determinación de "costos únicos", costos marginales del kWh. Los costos
.marginales para el sistema cambian dependiendo de las condiciones de operación,
por lo que es conveniente fijar un costo probable del kWh de generación,
denominado en la presente tesis "costo único". Para la determinación del costo
probable es necesario conocer la probabilidad de ocurrencia de los fenómenos
hidrológicos, de. disponibilidad de las unidades, de ocurrencia de la demanda, es
decir en suma de la probabilidad de ocurrencia del caso tomado para análisis.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIO1r 16ERNESTO BEDÓN
CAPITULO I: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE
CAPITULO 1
LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE
El sector eléctrico en sus inicios se desarrolla aisladamente, en compañías que
generaban electricidad en ciudades como Quito, Ambato, Cuenca y Guayaquil, las
mismas que luego pasaron a pertenecer a los municipios (a excepción de Guayaquil con
EMELEC, ELECTROQIHL YELECTROQUITO).
En la década de los 70's en el Ecuador existía la política de Estado de desarrollar el
sector eléctrico, impulsándose el desarrollo de obras tales como Paute y el Sistema
Nacional Interconectado (S.N.I), dichos proyectos se desarrollaron con dinero
proveniente de las regalías del petróleo.
La política de Estado de aquella época correspondía a una tendencia social, donde se
trataba de desarrollar económicamente al país, a través de la sustitución de las
importaciones, lo que requería mejorar las condiciones para la industria y
conjuntamente, el de la sociedad. Esto llevó a Ja existencia de subsidios a todo nivel,
incluyendo el subsidio de la electricidad.
Al nacer la concepción de la energía eléctrica como un recurso necesario para el
desarrollo social, la electricidad no fue tomada como un producto elaborado, por esta
razón, el robo no constituía un delito punible y sancionable dentro del ámbito penal,
sino que al ser un requerimiento para el desarrollo y con la agravante de que por su
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 17ERNESTO BEDON
CAPITULO I: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE
naturaleza las concesiones se constituían en monopólicas se tomó a la electricidad como
un derecho, tal es así que una compañía no puede negar el servicio a nadie, aún cuando
tal cliente "delinca" obteniendo de la red energía sin pagarla.
La participación del Estado a través de sus instituciones (INECEL) y de las
municipalidades en el Sector Eléctrico determinó que en los cálculos de las tarifas no
fueran tomados en cuenta criterios como: rendimiento. de la inversión, precio de
oportunidad, compra y venta de energía con condiciones contractuales y en mercado
spot.
La estructura de tarifas eléctricas vigente en el Ecuador está basada en un sistema de
subsidios, puesto que el -usuario no paga un costo real de la energía. El cuanto deba
pagar el usuario por la energía fue fijado en muchos casos por injerencias de personas
sin criterio técnico y con relación a la tarifa anterior. Este subsidio si bien debería ser
pagado por el Estado, en un principio era proporcionado por las regalías del petróleo,
luego por INECEL, a costa de los recursos necesarios para su desarrollo y
mantenimiento, hasta llegar en. la actualidad a tenerse situaciones de crisis como son los
apagones.
En el esquema actual debido al subsidio de la energía eléctrica por parte del estado, la
mayoría de empresas eléctricas obtienen del S.N.I. una energía más barata de lo que les
costaría generarla, por lo que en el transcurso de los años se ha descuidado la
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN . 18ERNESTO BEDON
CAPITULO T: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE
generación propia, convirtiéndose estas en compañías de distribución y
comercialización de energía eléctrica.
1.1. - GENERALIDADES
EL ESTADO COMO REGULADOR DEL MERCADO
El Estado Ecuatoriano a partir de las tesis de la CEP AL, elaboradas en la década de los
sesenta, y en base a los lineamientos de la política económica diseñada por los E.E.U.U.
para suspender la gran crisis de los años 30 en ese país, se consolidó como un ente
regulador, encargado de llevar a cabo varias políticas de desarrollo social como salud,
educación y obras de infraestructura, por lo que dentro de estas políticas sé encontraron
inmersos los procesos de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica; y
por tanto su funcionamiento como un mercado eléctrico monopólico regulado por el
Estado.
Para entender como es que la actividad estatal realizó grandes obras en el sector
eléctrico, obras consideradas de suma importancia para el desarrollo del Ecuador, se
debe necesariamente hacer un poco de historia y revisar el modelo económico - político
adoptado en aquella época teniéndose que a partir de los años cincuenta, que coincide
con el auge bananero, la política estatal se orienta fundamentalmente en tres
direcciones: persigue la construcción de una infraestructura de transporte y energía, el
fomento de la industrialización y la creación de organismos que permitan al Estado
asumir funciones directas como impulsor del desarrollo. (María Caridad Araujo M, "Una
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 19ERNESTO BEDON
CAPITULO I: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE
propuesta para la transformación del Estado", V concurso de Investigación Económica, Instituto
Latinoamericano de Investigaciones Sociales, Quito - Ecuador, Julio 1994)
Con esta política de modernización que considera el desarrollo industrial hacia adentro
mediante la industrialización nacional y la sustitución de importaciones, y por tanto la
protección a la industria nacional, sumados los ingresos provenientes del petróleo se
alcanzaron altas tasas de crecimiento. Sin embargo la carencia de un desarrollo
industrial autosostenido, bajos niveles de productividad, dependencia del petróleo, la
crisis en los precios de este en el ámbito internacional y la deuda externa, dieron lugar al
abandono de obras en el sector eléctrico. El Estado actualmente pretende que la empresa
privada, capitalice las empresas del sector e impulse su desarrollo.
PRECIOS CONTROLADOS Y SUBSIDIOS. EJEMPLOS: BANCO CENTRAL,
EMPROVIT.
El estado como regulador del mercado no solo que subsidio a la empresa privada con
tratamientos arancelarios especiales sino permitiendo una mano de obra con escasa
remuneración., para lo cual, fue necesario subsidiar y controlar precios de, productos y
servicios de primera necesidad tales como alimentación, vivienda, salud, electricidad,
agua potable, seguridad social. Se crearon instituciones como EMPROVIT, BEVS BNF3
los más importantes, todas ellas con este fin, que pretendía lograr el desarrollo industrial
del país.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN . 20ERNESTO BEDON
CAPITULO I: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE
Así pues, el subsidio de la energía eléctrica era necesario dentro de este esquema en el
que la electricidad era un requisito para el desarrollo industrial.
En materia económica el estado mediante la creación del Banco Central y su acción,
reguló las tasas de interés, las tasas cambiarías y otros factores económicos.
INECEL COMO ENTE REGULADOR Y CONTROLADOR.
La energía eléctrica, tomada como un factor importante en el desarrollo social un
concepto integrado a la constitución política del Estado debe estar en manos del mismo,
es así que se necesitan instrumentos legales para manejar el sector eléctrico, por lo que
el gobierno central ñja la política del Sector Eléctrico Ecuatoriano mediante la Ley
Básica de Electrificación que fijaba como atribución única y privativa del Estado la
generación, la transmisión y distribución de energía eléctrica, esta atribución ejecutada
por INECEL. Según la señalada ley (Ley Básica de Electrificación, suplemento registro oficial
N°387, Quito/Septiembre 10 / 1973) el INECEL es una institución de carácter público, con
autonomía económica y administrativa., con recursos y patrimonio propio, y está
adscrita al Ministerio de Energía y Minas.
El INECEL cumpliría con las funciones principales de:
organismo reguiador,
propietario del Sistema Nacional Interconectado,
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 21ERNESTO BEDON
CAPITULO I: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE
accionista mayoritario de las empresas eléctricas de distribución del país con
excepción de EMELEC, ELECTROQUIL y ELECTROQUITO,
planifícador de la operación del S.N.I., de una manera segura y económica,
tiene la función de realizar la coordinación y ejecución del desarrollo de todas las
fases de la electrificación,
el INECEL se encarga de todo lo relacionado con la implementación de nuevo
equipamiento para generación, transmisión y distribución,
comercializar la energía dentro del país y fuera de este en cuyo caso se requiere de
la aprobación de la presidencia de la república.
Hasta el año 1961 los Municipios tenían a su cargo el servicio eléctrico, razón por la
cual no existió una política de desarrollo global que oriente al sector eléctrico, y
tampoco la presencia de un cuerpo legal que definan y normen sus actividades.
Como consecuencia de la bonanza petrolera en los años 70 's se inyecta una gran
cantidad de recursos al sector energético mediante la creación del Fondo Nacional de
Electrificación, con la asignación del 47% de las regalías de producción de petróleo, lo
cual provocó tasas de crecimiento muy altas en el desarrollo del sector eléctrico. Sin
embargo este crecimiento se debió al aporte de los recursos petroleros más no al
incremento tarifario, tal es así que la variación del precio del kWh fue de 0.564 sucres
por kWh en 1970, basta 1.62 sucres por kWh en 1981 (precios vistos en sucres de
1995). A partir de 1985 fecha en la cual el Gobierno Nacional, congeló las regalías del
petróleo, en 66.5 sucres / dólar, se inicia un periodo de grandes dificultades para el
EL COSTO DEL kWhDE GENERACIÓN 22ERNESTO BEDON
CAPITULO I: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE
sector eléctrico. En 1992 e] precio con que se facturaba a los clientes finales era
equivalente a 2.8 ctvos. de dólar por kWh, que comparados con el costo real del
servicio de 7.5 ctvos. de dólar por kWh, significaba que los costos del servicio no podía
ser cubierto de ninguna manera con los niveles tarifarios existentes.
(Datos provenientes de: Vergara Jorge, INECEL, Dirección de planificación y tarifas, unidad de diseño y
control de tarifas, Análisis Tarifario, Quito 1998; y, Brborich Peñaherrera W., Incidencia del Subsidio
Propuesto por la nueva Ley de Electrificación en los Diferentes Sectores Sociales, tesis de grado, E.P.N.,
F.I.E., Quito 1996).
El INECEL tiene como objetivo el control del sector eléctrico desde la generación
eléctrica hasta las redes de atención al público, así como de la planificación y expansión
del servicio. También tiene a su cargo el estudio de factibüldad de nuevos proyectos de
generación, del estudio tarifario y del desarrollo de proyectos de electrificación rural.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 23ERNESTO BEDON
CAPÍTULO I: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE
PLAN NACIONAL DE ELECTRIFICACIÓN.
En los últimos años el sistema eléctrico ecuatoriano ha experimentado un total divorcio
entre las recomendaciones técnicas y las acciones tomadas por los gobiernos, es así que
se ha incumplido los planes de expansión del sistema.
En 1993 por primera vez en la historia del Ecuador, INECEL consigue que la
presidencia de la república apruebe y sancione la ejecución del PLAN DE
ELECTRIFICACIÓN DEL ECUADOR, el mismo que no se ha cumplido.
La falta de cumplimiento de los planes de expansión del sistema ha provocado que el
país sufra de escasez de energía siendo una consecuencia los apagones.
Como se ha visto el estado ecuatoriano tuvo en los años 70 hasta finales del año 80 los
recursos necesarios para la expansión del sistema, fruto de eso hoy se tiene grandes
proyectos como lo es Paute, sin embargo la falta de interés en generar recursos para el
sector eléctrico por parte del Estado y de las instituciones financieras internacionales ha
provocado la aplicación de la doctrina de la privatización del sector, la cual se plantea
como la "única solución" para el sector eléctrico deficitario de capitales para su
desarrollo.
A continuación se indica una tabla del plan de equipamiento de generación previsto para
el S.N.I..
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 24ERNESTO BEDON
CAPITULO I: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE
TABLA 1, PLAN DE EQUIPAMIENTO
S.N.I
PLAN DE EQUIPAMIENTO
CENTRAL
TURBO GAS DIESEL
TURBO GAS DIESEL
DAULE PERIPA
TURBO GAS DIESEL
VAPOR BUNKER
SAN FRANCISCO
APAQUI
MAZAR
ANGAMARCA
CODO SINCLAIR
QUIJOS
CICLO COMBINADO
DIESEL
TOACffl
TURBO GAS DIESEL
POTENCIA (MW)
120
120
213
240
300
230
36
180
50
432
40
100
171
40
ENTRADA
1998
1999
1999
2000
2001
2003
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2009
(Datos provenientes de: CIER, SUPLAMA, VIÍ Seminario ecuatoriano de Planificación y Medio
Ambiente, "Perspectivas del Sector eléctrico Ecuatoriano", Ing. Gonzalo Páez Chacón, INECEL,
Quito/Ecuador 1998)
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDON
25
CAPITULO I: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE
El cumplimiento de la expansión necesaria del sector eléctrico no solo afecta a la
generación, sino en el ámbito general, es así que un ejemplo de la necesidad de una
expansión planificada en el sistema lo constituye el sistema de transmisión puesto que
se ha llegado a observar sobrecargas en puntos importantes del sistema nacional.
1.2 ANÁLISIS Y DESCRIPCIÓN DE LA TARIFACIÓN
EXISTENTE ACTUALMENTE.
La ley vigente de tarifación toma en cuenta para la determinación de tarifas el criterio
de costos contables, es decir se determina históricamente el costo de producción de
energía, añadiendo el cargo debido a recuperación de capital. Este sistema tarifario sería
óptimo de no existir injerencias políticas que han impedido que INECEL recupere los
costos a través de los cobros por planilla.
Todas estas características han influido en el sistema de tarífación y cálculo de costos en
el sector, gracias a la conjunción de estos tres sectores, generación, transmisión y
distribución bajo una misma administración se logró una economía de escala, la cual
permitió una operación económica del sector. Aunque su estructura también tuvo
algunas deficiencias, pues, las unidades de generación no tenían un análisis de su
rendimiento económico ni autonomía económica - operativa, centrales baratas
subsidiaban pérdidas en un sector y centrales caras en otros. Así mismo al ser una sola
entidad la que controlaba el sector, esta se "beneficia" de una tarifa estática única en el
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 26ERNESTO BEDON
CAPITULO I: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE
ámbito nacional, en este tipo de estructuras se tiene que los usuarios de energía en la
base subsidian a los usuarios en la punta de la curva de demanda.
Actualmente INECEL vende energía en bloque a las empresas eléctricas, (las que son
comercializado ras y distribuidoras) estas a su vez entregan la energía al usuario final.
En el marco legal, La Ley Básica de Electrificación creada mediante Ley de Emergencia
N°24 del 23 de mayo de 1961 y específicamente el reglamento de Fijación de Tarifas de
Servicios Eléctricos aprobado mediante decreto N°684 del 7 de Agosto de 1975 y
publicado en el registro oficial N°869 del 18 del mismo mes y año, indican que: " El
régimen establecido por el presente reglamento, descansa en el principio básico de que
la energía eléctrica es una mercancía cuyo costo y precio de venta varía según los
medios de producción y las circunstancias de tiempo y lugar, y que por lo tanto, el
servicio debe presentarse a su justo valor, y en consecuencia las tarifas deben producir
ingresos que permitan a las empresas cubrir los costos que demanda el suministro del
servicio y obtener una razonable rentabilidad, con la cual pueda asegurarse una buena
situación financiera y consecuentemente una prestación del servicio en forma continua
y eficiente". Mediante el Decreto Ejecutivo N° 2310 del 15 de diciembre de 1983,
publicado en el registro oficial N° 644 del 21 de diciembre de 1983, se determina en el
mismo, que la rentabilidad anual a que tienen derecho todas las empresas eléctricas y
que se consideran en el análisis de costos para la fijación de tarifas será aquella que
permita obtener una adecuada contribución a la inversión, cuyo porcentaje será
determinado anualmente por el directorio de 1KBCEL.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 27ERNESTO BEDON
CAPITULO 1: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE
Además, la estructura tarifaria del sector eléctrico está basada en el tipo de.servicio, los
tipos de servicio son definidos en el reglamento para la fijación de tarifas eléctricas
siempre bajo la consideración del uso que estas dan a la energía eléctrica y son los
siguientes:
Residencial: que es aquel destinado únicamente al uso doméstico y anexos que
constituyen la residencia de una unidad familiar, así como a los usuarios de pequeño
consumo que se dediquen a actividades artesanales.
Comercial: Es el servicio suministrado a edificios, casas y apartamentos destinados para
negocios o actividades profesionales, así como en las que se realizan actividades por la
cual sus propietarios perciban alguna remuneración de las personas que visitan estos
lugares.
Industrial: El servicio que se presta a fábricas, y en general a todo lugar en donde se
elabore o transforme productos mediante procesos industriales.
Alumbrado público: es el servicio que es utilizado para el alumbrado de calles, plazas,
parques, etc., que son de libre ocupación del público.
Entidades Oficiales: Corresponde al suministro para uso general en. oficinas y
dependencias estatales.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 28ERNESTO BEDON
CAPITULO I: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE
Entidades de Asistencia Social y Beneficio Público: Es el servicio que se da a
instituciones de Asistencia Social sin fines de lucro, iglesias, instituciones educativas o
de beneficencia.
Otros: son los servicios que no están incluidos en los anteriores, como por ejemplo el
bombeo de agua.
Existen unos pocos casos de usuarios en los cuales las tarifas han sido definidas por el
nivel de voltaje del servidor y/o por las características de la generación que pueda
poseer el usuario, así como por su demanda; estas tarifas requieren autorización
específica del Directorio de MECEL.
El pago por kWh de consumo para los usuarios finales, era único en el ámbito nacional,
bajo ' la premisa básica de que no importaba la ubicación geográfica de los
"Consumidores" (término con el que se refiere la actual LRSE a los clientes de una
empresa Distribuidora), para que paguen el mismo valor por la energía consumida en
cualquier parte del país, para la misma clase se servicio.
La base para realizar un estudio de costos en el sector eléctrico lo constituye el
Reglamento de Tarifas, el cual fija un porcentaje determinado de utilidad, con el cual y
a partir de los costos contables de generación se han venido calculando las tarifas para
la generación. ._ ' .
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 29ERNESTO BEDON
CAPITULO I: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE
En un esquema general, el modelo calcula el costo de la instalación de la central de
generación, esto incluye: obras civiles, gastos de constitución, gastos de consulton'a y
contratación, gastos de instalaciones eléctricas y mecánicas, gastos de equipos, seguros,
capital de trabajo, y, en general de todo lo necesario para establecer la empresa y central
de generación, además de todo lo anterior también debe incluirse lo respectivo para la
central de transformación.
Una vez calculado el costo anualizado de infraestructura^ se le suma el costo anual de
operación y mantenimiento a este se debe añadir un porcentaje de utilidad fijado por el
reglamento de tarifas, este monto está con relación a una energía anual, y a una
capacidad. Así supuestamente se logra determinar la tarifa para la generación, pero en
nuestro país se debe tomar en cuenta el factor social y político, estos factores han
implantado tarifas históricas, entendiéndose aquí por tarifas históricas al conjunto de
tarifas precedentes a una nueva que impide que la nueva se eleve por encima de un
cierto rango que sería el "razonable" en función de estas tarifas.
En general el reglamento de tarifas fija con detalle cual es el método para el cálculo del
kWh y del kW de generación (costo del servicio), pero este reglamento no es dinámico,
es decir no tiene en cuenta factores individuales, de las condiciones del mercado, fija
una tarifa constante a lo largo de un periodo de tiempo. Ei esquema tarifíario actual se
basa en el mecanismo de costos contables o históricos, por lo que su actualización o
renovación tarda por lo menos un año.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 3 OERNESTO BEDON
CAPITULO I: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE
Los costos del servicio eléctrico son valorados sobre la base de los costos financieros
contables, entre los que se incluyen, por un lado los gastos de operación, depreciaciones
anuales y mantenimiento, y por otro lado la rentabilidad sobre la base tarifaria (se
entiende como base tarifaria al valor promedio de dos años consecutivos del activo neto
inmovilizado al que hay que sumar el capital, de trabajo para la explotación, estimado
como el equivalente a dos meses de los gastos directos de explotación).
Los costos directos de operación son:
Mano de Obra directa e indirecta por concepto de servicios prestados por los
empleados y obreros,
- Beneficios sociales a favor del personal,
Costo de combustibles y lubricantes utilizados para la generación,
El valor total incurrido por la compra de potencia y energía adquiridas a terceros.
- Costos de materiales que están destinados a la operación y mantenimiento de los
equipos, tales como repuestos y empaques.
Cargos por depreciación y amortización: Son costos virtuales, es decir se tratan y
tienen el efecto de un costo sin serlo. Para calcular el monto de los cargos se debe
utilizar los porcentajes autorizados por la ley tributaria del país.
Costos de administración, que como su nombre lo indica proviene de realizar la
función de administración dentro de la empresa.
- Costos por seguros, debido a pólizas contratadas para cubrir los bienes contra
riesgos.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 31ERNESTO BEDON
CAPITULO I: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE
Costos de impuestos y tributos, tasas, contribuciones fiscales a las que las entidades
eléctricas estén sometidas.
Según la actual legislación, el sector eléctrico del país está exonerado del pago a varios
tributos, entre los que se cuentan aranceles para la importación de bienes y el impuesto a
la renta, es decir, existe una excepción legal para lograr que los gastos directos sean
"menos altos"; sin embargo con Ja participación del sector privado estas exoneraciones
tienen que ser eliminadas, obteniéndose así un costo directo real.
Los ingresos netos de operación, a su vez, son obtenidos restando de los ingresos por
venta de energía, los gastos de explotación y los otros ingresos y gastos operativos que
no son de explotación pero que están relacionados con la actividad operativa de la
entidad eléctrica.
Al trabajar con costos financieros contables no se permite diferenciar las obvias
variaciones que experimenta el costo del servicio a lo largo del día y en las diferentes
épocas del año, lo que impide que se pueda estructurar una tarifa que propicie el uso
racional de la energía y que se pueda utilizar de mejor manera el equipamiento de la
generación, estableciendo un sistema tarifario dúctil o menos rígido que aquel que
prevalece hasta el momento.
Los costos financieros extrapolan estructuras organizativas y de ajustes que reflejan el
actual esquema que impera en una empresa, lo que impide que se propenda a mejorar la
productividad de la misma en base de evaluar el desarrollo futuro de aquella tanto en
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 32ERNESTO BEDON
CAPITULO I: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE
base de la evolución de la demanda, lo que implica ampliación de equipamiento como
sobre la base del mejoramiento de las condiciones tecnológicas de las instalaciones y su
organización.
El sistema eléctrico en el Ecuador ha sido un sector con las siguientes características:
- No existe competencia entre compañías.
- Es un monopolio Estatal, sin opciones de selección del origen del suministro.
Los consumidores por la naturaleza del sistema son clientes cautivos.
Tiene una planificación integral y un control natural de todos los recursos.
Las regulaciones substituyen a la competencia.
Existe el modo de concesiones, esto es, la obligación de servicios basados en la
confíabilidad y precio regulado de la energía.
En este sistema se tiene la propiedad de todos los generadores, y de los sistemas de
transmisión y distribución por parte de una sola empresa.
Se aprovecha la economía de escala para construir plantas e infraestructura de
transmisión de mejor capacidad para cubrir el territorio.
Se puede obtener beneficios económicos importantes de la coordinación operativa,
especialmente del despacho de generación.
El control del sistema de transmisión asegura que se puede lograr un despacho
económico con seguridad.
La mayor parte del riesgo se traslada a los consumidores, es decir puede haber falta-
de eficiencia en la inversión.
Se reduce el riesgo a inversionistas y puede reducirse también el costo del capital.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 33ERNESTO BEDON
CAPITULO I: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE
Al pasarse todos 3os costos al cliente no existe el incentivo para reducir costos.
Se permite la inclusión de políticas de tipo social
Según el INECEL, las principales deficiencias que presenta el sistema tarifario aplicado
en el país, son:
El sistema tarifario está basado en el criterio de recuperación de los costos contables
históricos.
Dentro del concepto de recuperación de los costos del servicio de la actual
tarifación, no han sido realizados estudios detallados de costos de generación,
transmisión y distribución, que permitan garantizar que las tarifas reflejen los costos
relativos a atender a consumidores de diferentes características.
No existen estudios que permitan saber si los subsidios sociales de las tarifas son
justificados, y cual es el mejor método de aplicación de subsidios.
Los niveles tarifarios aplicados en etapas anteriores han sido completamente
deficitarios, estando las empresas eléctricas, especialmente las más pequeñas, en
franco proceso de descapitalización. El siguiente cuadro muestra como INECEL
compensaba las diferentes tarifas pues mientras unas empresas pagaban sobre el
precio de venta (tales como E.E.Q.S.A., Cotopaxi) otras pagaban valores por debajo
del precio medio referencial (tales como Azogues, Bolívar, Sur).
EL COSTO DEL kWhDE GENERACIÓN 34ERNESTO BEDON
CAPITULO I: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE
TABLA 2, ANÁLISIS DE DIFERENCIAS TARIFARIAS
AÑO 1989
Costo Unitario del Servicio (ctvo $/kWh)=C
Precio medio de venta (ctvs $/ kWh)=P
Diferencia = C-P (ctvs $/ kWh)
Tasa de cambio Media Anual ( sucre/$ )
INECEL
1.53
1.63
0.1
542.09
EMPRESAS ELÉCTRICAS
3.35
2.93
-0.42
El signo negativo en la diferencia indica que existe un déficit, en otras palabras que las
empresas eléctricas a través del precio de venta no recuperan lo necesario para cubrir el
costo unitario del servicio, por lo que INECEL realiza un "subsidio cruzado", es decir
cobra una mayor cantidad de dinero a unas empresas, y a otras una menor. Este
"subsidio cruzado" entre empresas se realiza debido a condiciones de empresas cuyos
clientes son de escasos recursos económicos.
La extensión del servicio de energía eléctrica, está financiado actualmente con un
alto porcentaje por los aportes del estado, a través de la Ley de Electrificación y
otras contribuciones. Se considera que la tarifa eléctrica debería ser la principal
fuente de fínanciamiento.
En el modelo de mercado existente en Ecuador no existe competencia puesto que todos
los productores pertenecen a la misma empresa, esta controla también el transporte, la
distribución y venta de energía, tiene como ventaja la planificación integral del sistema
y el control natural de todos los recursos.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDON
35
CAPITULO I: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE
±^ En conclusión el sistema de tarifacion actual corresponde a un sistema monopolice, con
un mercado cautivo, controlado por el gobierno, con sistemas de cobranza pobres, esto
es tanto en la medición, facturación y cuentas por cobrar.
A la tarifacion actual le hace falta varias herramientas analíticas, instrumentos tarifarios
adecuados, reducción de distorsiones económicas, todo esto sin descuidar todos los
otros objetivos aparte de los económicos y de obtener suficientes beneficios para
financiar el desarrollo del sector, tales como, reducción de la dependencia de recursos
energéticos extranjeros (diesel y otros combustibles), sustentar las necesidades básicas
de los pobres.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 36ERNESTO BEDON
CAPITULO I: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE
1.3 ANÁLISIS DE MODELOS EXISTENTES PARA EL CALCULO
DEL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN.
En la teoría y en la práctica, fijar una tarifa o un costo a la energía y potencia eléctrica
es un campo complejo, puesto que se debe tener en cuenta varias consideraciones acerca
de] sector eléctrico tales como:
Que la electricidad es una mercadería no almacenable, se la tiene que generar en
diferentes tiempos para servir diferentes niveles de carga a diferentes niveles de
prioridad. Lo-anterior implica que la electricidad puede ser considerada como una
mercadería o un producto industria] multivariable o compuesto, cuyo costo cambia
en el tiempo y su prioridad de uso.
La generación eléctrica es considerada como una industria en la cual la mercadería
puede compartir costos, siendo un ejemplo de economía de escala, donde una
producción integrada puede ser más barata que una producción separada.
Los precios medios de venta del servicio eléctrico deben generar los ingresos
necesarios que permitan cubrir los costos que demanda el suministro del servicio y
una adecuada contribución a la inversión que permita garantizar la normal operación
y expansión de los sistemas eléctricos.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 37ERNESTO BEDON
CAPITULO I: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE
Las inversiones necesarias para lograr una ampliación en la generación o para
instalar una nueva central suelen ser altas.
Todas estas consideraciones tienen su repercusión en el análisis económico del sector,
de tal manera que la ubicación de costos a través de tomar diferentes niveles de
demanda se convierte en una difícil tarea. Al ser aplicable al sector la economía de
escala, los costos de producción tenderán a bajar mientras la producción aumente por lo
cual se hace necesario un mecanismo de regulación de la competencia, el cual tendrá
que promover una competencia razonable, así como, procurar el desarrollo ordenado del
sector.
Lo anterior recuerda que en el sector eléctrico no existe una mano invisible que obligue
a todos y cada uno de los participantes a obtener eficiencia, puesto que a la final como
en otros sectores de la economía los costos serán finalmente trasladados al consumidor;
en el mercado eléctrico la suposición de una perfecta competencia en Ja cual una
compañía de generación minimice sus costos y maximice su producción esta fuera de
lugar, son diferentes por ejemplo las ventajas en la competencia de una central
hidráulica comparada con los costos y características de operación de una central
térmica.
Los métodos de cálculo de costos en el sector eléctrico no pueden ser catalogados en
dos grandes grupos separados totalmente entre sí; puesto que los métodos
probabilísticos pueden ser utilizados en el cálculo de ocurrencia de tal o cual escenario
de hidrología, de cambio en la demanda, disponibilidad de unidades, etc., y; los
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 38ERNESTO BEDON
CAPÍTULO I: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE
métodos estadísticos, como su nombre lo indica utilizan datos históricos para ayudar a
obtener proyecciones o previsiones de demanda, oferta, relaciones e índices de
crecimiento y costo en un determinado espacio de tiempo; estos métodos combinados
pueden ayudar a personas encargadas de la planificación económica y técnica de
producción de energía y potencia eléctrica.
También existen métodos que se los podría clasificar según diferentes criterios, como
por ejemplo:
Considerar a la energía como una mercadería compleja, es decir cuyo costo tiene
varios niveles que cambian debido a la cantidad de infraestructura necesaria para
generarla, debido a la necesidad de un suministro permanente, debido a la demanda
y predisposición apagar del mercado.
Considerar a la energía eléctrica como un producto simple o también como un
producto cuyo costo es constante en el tiempo, por lo cual es necesario fijar un costo
promedio que compense costos bajos y subsidie costos altos.
La energía como un recurso nacional, necesario para el desarrollo, y por tanto
sometido a una estricta regulación estatal.
La energía como una mercadería necesaria para la producción, sujeta a las leyes del
mercado, con un sistema de producción competitivo de este bien.
Considerarle a la energía y potencia eléctrica como una mercadería o un servicio
unos, un derecho y la inclusión de criterios de beneficio social otros.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 39ERNESTO BEDON
CAPITULO I: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE
Considerar el tiempo en el que se usa la energía, esto es, si se consume energía en
las horas pico o fuera de ellas, así como también durante que tiempo se está
utilizando la energía (factor de carga).
Todos estos métodos diferentes, pero que toman en cuenta criterios básicos como el
costo de instalación de infraestructura, costos de operación, costos por conflabilidad,
financieros, de rentabilidad, etc., es decir los mínimos requeridos para la producción de
esta mercadería, tienen también su análisis y criterios matemáticos, económicos y
sociales.
Como una ampliación en los métodos de cálculo de costos y precios se incluye a
continuación un análisis de los más trascendentes, esperando que se logre un
conocimiento general de estos, y una diferenciación con el método de costos marginales
propuesto por la presente tesis.
Economías de Escala:
Este método calcula el costo del kWh y del kW de generación tomando en cuenta que la
producción de grandes bloques de energía reduce los costos, un ejemplo de esto se
tendría en una central de generación con varias unidades, los gastos administrativos y de
mantenimiento de la planta sería compartido entre las varias unidades; otro ejemplo se
tendría en la comercialización, puesto que el costo aumentaría al mantener pequeñas
transacciones en lugar de una sola de un gran bloque de energía. La demostración de la
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 40ERNESTO BEDON
CAPITULO I: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE
aplicabilidad de este método al sector eléctrico se basa en el principio de compartir
costos de producción en el proceso de obtención de una mercadería, este principio es
llamado subadítividad de costos fijos; aplicando una economía de escala, esto es
logrando que en la obtención de una unidad de mercadería esta comparta costos con otra
unidad de mercadería se logra reducir los costos por unidad, así, se obtiene el menor
costo mientras mayor número de mercaderías se produce. Este principio es válido
siempre y cuando la producción de mercaderías no exceda la exigencia del mercado. Si
se cumple este principio de subaditividad de costos fijos los costos de producción serán
decrecientes.
Este método logra como se ve disminuir costos de producción, pero su inconveniente es
que para obtener una gran producción de mercadería se tiene que hacer una gran
inversión, además por las características del mercado eléctrico proveer el servicio fuera
de los periodos de demandas pico produce la subutilización de esta gran capacidad
instalada, por lo que la subaditividad de costos queda sin validez debido al factor de
planta en estas condiciones.
Por lo tanto, la existencia de una gran capacidad instalada para lograr la reducción de
costos fijos implica la existencia de un monopolio en la generación, por lo que se hace
necesaria la presencia de una entidad reguladora en el mercado.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 41ERNESTO BEDON
CAPITULO I: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE
Metodología de Ramsey:
Esta metodología discrimina a través de varías demandas, así como también entre
clases de consumidores.
Para una infraestructura de tecnología mixta se puede escribir:
/WlPl l + asl
i = 2¿... (fuera del pico-)
Donde:
I I
Es la elasticidad precio demanda.
a = es el multiplicador de Lagrange, mide el costo extra en el cual se puede incurrir en
el margen operacional si una planta del tipo i estuviese en el lugar de una planta del tipo
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 42ERNESTO BEDON
CAPITULO I: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE
^¿ En este caso se entiende como planta i+1 a la siguiente en entrar al sistema tomándose
en cuenta un despacho económico.
Pi = precio de la energía consumida en un nivel de demanda i
ct/(l+a) Es llamado número de Ramsey.
Xi = nivel de demanda i
Ci = es una constante de costos de operación de la unidad i,
Cl = es una constante de operación de la unidad que ingreso al sistema para suplir un
nivel de demanda 1
p = representa los costos de capacidad.
pl = represente los costos de capacidad de la unidad incremental para un nivel de
demanda 1
Wi = es la energía consumida en un nivel de demanda i.
i Wl = es la energía consumida en un nivel de demanda 1W
Se pueden hacer tres observaciones a este método:
La ubicación de los costos está determinada por la solución de la fórmula de
Ramsey.
Para deducir la fórmula de Ramsey sería necesario conocer las funciones de
demanda, sin esta información no se llegaría a determinar elasticidades.
- La regla de Elasticidad inversa se la deriva aquí asumiendo que las funciones de
demanda específica son independientes. Esto no es necesariamente cierto., puesto
que las conductas de los consumidores dependen también del beneficio que ellos
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 43ERNESTO BEDON
CAPITULO I: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE
obtengan, así como de que se encuentren ausentes efectos de distorsión en el
mercado.
En el sector eléctrico la demanda pico puede cambiar mucho dependiendo del precio
de la energía fiíera del pico, es este caso la regla de la Elasticidad Inversa tiene que
ser modificada para tomar en cuenta el efecto del cambio de precios, en un caso
particular, si dos demandas como son la pico y la base son complementarias, debe
suceder que una necesite ser tarifada en un nivel menor que su costo marginal.
La relevancia del método de Ramsey frecuentemente ha sido cuestionada debido a que
no toma en cuenta un criterio de beneficio social o porque la entidad reguladora no tiene
conocimiento del costo de utilidad ni de las curvas de elasticidad demanda - precio
(demanda/tarifa).
Costos Marginales:
Esta metodología implica una nueva formulación de los conceptos tradicionales de
despacho económico, costos de racionamiento, evaluación probabilística, y la toma en
cuenta de diferencias regionales.
El costo marginal es una orientación básica con relación a inversión y producción,
definido en forma simple es el costo adicional que representa el producir una unidad
adicional de un determinado artículo. El aumento en el costo total que resulta de una
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 44ERNESTO BEDON
CAPITULO í: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE
expansión en el volumen de producción de una empresa. Expresado este concepto en
forma matemática:
- ACr
Donde;
C.M:= es el costo marginal
ACT= es el cambio correspondiente en el costo total
Aq= es el cambio en la producción.
El costo marginal puede derivarse en dos, costo marginal de corto plazo y costo
marginal de largo plazo.
Costo marginal a corto plazo: Es la variación de los costos totales de
generación, Transmisión y Distribución correspondientes a suplir una carga adicional,
debido a los cambios de tendencia y a las variaciones periódicas de la demanda con
ciclos anuales, semanales y diarios, por variaciones en la oferta, por puestas en servicio
o retiro de equipos, políticas de mantenimiento y políticas de utilización de agua en
almacenamientos. Esta variación de los costos estaría dada durante un periodo de
planeación suficientemente corto para que la empresa no tenga tiempo de alterar las
cantidades de recursos que constituyen su capacidad de planta.10
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN ' 45"ERNESTO BEDON
CAPITULO I: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE
En la práctica se ha tomado al costo marginal de corto plazo igual al costo incremental
de la última unidad generadora solicitada para satisfacer la demanda, a esta unidad se la
denomina marginal.
"Generalmente, el costo marginal será el máximo de los costos increméntales de las
unidades generadoras utilizadas, excepto en el caso de utilizar máquinas caras con un
mínimo de generación por restricciones operativas." (Dr. Florencio Aboytes García).
Es importante conocer para el análisis que el costo marginal de corto plazo tiene como
componentes importantes:
Costo por combustibles
Costos variables de operación
Pérdidas de transmisión '
Restricciones en generación y transmisión
Representando la influencia de los componentes en el costo marginal en una fórmula se
tiene1:
Wt , ^ . . s , . d f udDk 3Dk
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 46ERNESTO BEDON
MU
CAPITULO I: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE
Donde:
Flujo en líneas: üj<fij11U!X
Límites de generación: Pgi min < Pgi< Pgimax
Balance de potencia: ZPgi - Ü>k ~ Pl = O
X = Es el costo marginal asociado a costos variables de operación y mantenimiento.
a = Costo marginal de pérdidas de transmisión.
(3 = Costo marginal asociado a restricciones de transmisión.
f¡j = flujo de potencia a través de la línea i, j
jj-ij = constante de costo asociado a restricciones de transmisión de la línea i, j
Dk = Demanda en el nodo k
Pl = pérdidas de transmisión
Tomando en cuenta condiciones de despacho económico se tiene:
Cs = condición necesaria para minimizar
dPgi
min QP¡ Qfij^^-
dPgi r, A*, dPgi ^^IJ dPg
, WJ , dCl , _ ,mor min
+ñPgi + f** ^* , *-*''* dPgl~A~J B C 5~
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 47ERNESTO BEDON
CAPÍTULO I: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE
, Donde:
A = es el costo marginal asociado a costos variables de operación y mantenimiento
B = Costo marginal de restricciones de generación
C = Costo marginal de restricciones de transmisión
D = Costo marginal de pérdidas de transmisión
De la formulación anterior se puede obtener como una consecuencia que la ampliación
de la transmisión incide sobre el costo final al consumidor, así como en los precios en
que se negociaría la energía en un mercado libre.
Factores importantes en la determinación del costo marginal a corto plazo son:
Nivel de demanda
Equipos utilizados
Capacidad disponible
Energía Hidráulica disponible
Contingencias
Los costos marginales a corto plazo también tomarán en cuenta el costo de
racionamiento, este costo tiene como objetivo evaluar económicamente la calidad del
servicio y los criterios de confíabilidad. Tomando en cuenta esto, se tiene:
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 48ERNESTO BEDON
jK¿
CAPITULO I: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE
CM = (l-p)CO + pCR
Donde:
pr = probabilidad de racionamiento
CO — costo marginal de operación esperado
CR — costo marginal de racionamiento
CM = costo marginal total esperado
Costo marginal de Largo Plazo: Es la variación de los costos totales de
generación, Transmisión y Distribución, correspondiente a suplir una carga adicional,
en un periodo de planeamiento que supone se puede anticipar la inversión necesaria
para ampliar las capacidades de generación, Transmisión y Distribución, es decir la
empresa considera construir o ampliar su capacidad de planta. Esta variación de carga
sería el resultado del crecimiento en la demanda, tanto en energía como en capacidad.
Se dice también que el costo marginal a largo plazo es el valor presente del costo futuro
de la operación y de las inversiones requeridas para suministrar un incremento marginal
en la demanda. En general se lo calcula al nivel de nodo utilizando escenarios futuros de
demanda y generación en el sistema.
Surge además como producto de la proyección a años futuros la necesidad de tener en
cuenta una evaluación probabilística donde se tome en cuenta las variaciones de la
demanda y políticas energéticas que se aplicarán en el país.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 49"ERNESTO BEDON
CAPITULO I: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE
Son componentes importantes en ]a determinación del costo marginal a largo plazo:
El costo de capacidad
El costo de energía
El costo de servicios adicionales, relacionados estos con la medición, facturación y
procedimientos administrativos.
Además de los anteriores se utiliza también los costos fijos asociados a la puesta en
operación de nuevos proyectos, (obra civil, equipos electomecánicos, equipos
auxiliares, gastos de personal, gastos varios).
Así como en los costos marginales a corto plazo aquí también surgen los costos
regionales, entendiéndose a los que se calculan para una determinada región en un
determinado periodo de tiempo. En estos costos regionales intervienen las restricciones
de transmisión de una manera importante, si no existe restricción en. la transmisión y las
pérdidas no cambian con el intercambio, los costos marginales en las dos áreas serían
iguales.
La teoría de costos marginales sugiere la discriminación entre el costo del uso de una
demanda dada y el costo de elevar dicha demanda, dicho costo extra debería ser
cubierto por los que lo generan, esto es por los que consumen energía en el pico de una
curva de carga, sea esta anual, mensual o diaria, esto implica tomar a la energía y
potencia eléctrica como un producto compuesto, en el que se van añadiendo costos al
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 50ERNESTO BEDON
CAPITULO I: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE
,-^fr. aumentar su consumo. Este concepto implica varías dificultades para su aplicación
puesto que implica la consecución de medios de medición y tarifación muy versátiles,
que permitan a los organismos de regulación establecer tarifas diferenciadas, esto
implica también la presencia de un complejo esquema tarifario que entorpecería las
transacciones en un mercado de competencia.
Costos increméntales:
En aplicaciones prácticas el costo incremental sería la variación de costo en moneda con
relación a la variación de la producción en una central de generación.
CI - AQ/Aq;
Pero un costo marginal estaría dado por el mayor costo incremental en aquel instante de&"
tiempo.
Así mismo en aplicaciones prácticas, el mayor monto de inversiones es siempre
considerado un gran obstáculo en el cálculo del costo marginal. Técnicamente hablando,
con indivisibilidades en inversiones, la definición de derivada no puede ser usada para
calcular el costo marginal de capacidad,10
Es por eso que muchos expertos toman los costos increméntales como una ayuda en la
determinación de los costos marginales1.
EL COSTO DEL kWh DE GENERAC ON 51ERNESTO BEDON
CAPITULO í: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE
Precios Autosostenibles:
Los costos autosostenibles, tienen como premisa la concepción de la energía eléctrica
como un servicio para el desarrollo económico — social y no como el de una mercadería
en un proceso productivo sujeto al mercado, es así que estos costos toman en cuenta los
gastos incurridos en la producción energética, y los gastos que se deberán hacer para
satisfacer la necesidad de energía, en otras palabras toma en cuenta los gastos actuales
más los necesarios para el desarrollo del sector eléctrico. Esto hace necesaria la
existencia de organismos de control, tanto para el caso de un monopolio como en el
caso de mercados competitivos en los cuales idealmente se tendería a obtener estos
costos reflejados al consumidor10.
La presencia de costos autosostenibles en un monopolio requiere que este recupere todo
lo gastado en el ejercicio, esto implica que el cambio de gastos a lo largo de un cierto
periodo necesariamente requiere la presencia de un costo promedio, el demandante de
energía deberá pagar entonces una tarifa determinada según su consumo, es así que esto
implica el compartir costos entre diferentes tipos de usuarios.
Las condiciones que son necesarias y suficientes para la presencia de costos
autosostenibles son difíciles de establecer, particularmente si estas cubren una gran
variedad de funciones de costo debido a la presencia de tecnologías múltiples, y a un
mercado amplio o que busque beneficios económicos.
EL COSTO DEL kWh DE GEN 3.RACION 52ERNESTO BEDON
CAPITULO I: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE
Costo de servicio Prioritario:
Se incluye este costo bajo el criterio de que la energía eléctrica es una mercadería, por
lo cual su suministro continuo implica un costo adicional, tomado como un servicio el
suministro de energía eléctrica este puede tener diferentes atributos que además de la
cantidad, la confíabilidad es uno de ellos, y puede marcar diferencias en el costo al
consumidor. En general aunque se tenga una gran capacidad de reserva siempre existirá
una probabilidad diferente de cero de interrupción en el servicio eléctrico, por lo que los
consumidores se diferenciarán por su interés en pagar la confíabilidad, el racionamiento
de energía tomando en cuenta la confíabilidad requerida por el cliente será más
conveniente que el racionamiento aleatorio.
Bajo condiciones ideales, un eficiente racionamiento podría ser acompañado por un
sistema de mercado en tiempo real.
La energía utilizada como un insumo en la producción y por lo tanto generadora de un
beneficio, debe ser valorada en su importancia por el cliente, destinándose así diferentes
niveles de acuerdo a su prioridad, dándose como consecuencia un costo a su
confíabilidad.
Tomar en cuenta este costo tendría varios beneficios tales como:
EL C OSTO DEL kWh DE GENERACIÓN - 53ERN1 STOBEDON
CAPITULO I: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE
^-¿^ - Comparando con el racionamiento aleatorio, el consumidor estaría mejor puesto que
si este tiene un gran perjuicio por la pérdida de energía este destinará mayores
recursos a obtener confiabilidad, es decir pagará un costo extra por un nivel de
prioridad en el servicio y en el caso de un racionamiento tendría prioridad de
servicio frente a otros consumidores.
El pago de un costo por conííabüidad en un periodo de tiempo generaría recursos
para la instalación de una capacidad de reserva, mejorando las condiciones de
confíabilidad del sistema en general.
Los costos por confíabilidad estarían de alguna forma reemplazando a los costos que
se darían en un mercado en tiempo real.
Si la confíabilidad se representase por un costo, el servicio enciente y confiable
requerido por un cliente de clase 0 dispuesto a pagar dicho costo estaría representadoáir
por:
P(s) = {'Ods = \\\ s)ds = 0.5(1 - s}2 = 0.56»2JS JS
Donde:
0 = es el índice que indica la disponibilidad del cliente a pagar por corrfíabüidad.
s = probabilidad de energía que estaría disponible por unidad de demanda (kWh) en un
instante específico o también puede interpretarse como la prioridad en el que se daría
servicio en caso de corte de energía.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 54ERNESTO BEDON
CAPITULO I: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE-
Cuando s sea mayor, existirá mayor prioridad para ser servido.
Entonces, una eficiencia en el racionamiento en orden a la prioridad necesita que se
cumpla:
0 = l - s
P(s) = denota el precio que el cliente esta dispuesto a pagar por la prioridad s de
servicio.
Por lo que el costo de la confíabilidad se incrementa con la prioridad del servicio.
Tomando en cuenta que el servir una determinada demanda con la última unidad en el
pico es igual a:
[P/LOLP(K)]+cl = costo
donde:
(3 = es el costo de instalación de una unidad para servir en el pico de la curva de carga,
asumiendo un factor de planta de l(tomado como una constante).
el = es el costo de operación de dicha planta (tomado como una constante).
LOLP = (Lost of Load Probabüíty) es la probabilidad de pérdida de carga.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 55ERNESTO BEDON
CAPITULO I: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE
Tomar en cuenta los costos por confiabilidad presentan ciertas dificultades, las que se
resumen a continuación:
- Los- consumidores que no paguen por confiabilidad, estarían pagando por centrales
utilizadas en las horas pico, las cuales en el caso de una falla fuera del pico entrarían
a funcionar supliendo carga, esto implica que estos indirectamente están
compartiendo los costos de confiabilidad de los que si pagan por este privilegio.
- La falta de interés o el desconocimiento de las pérdidas causadas por la interrupción
del suministro de energía puede provocar que el consumidor no este dispuesto a
pagar por la continuidad en el servicio, además que esta ha sido tradicionalmente
una obligación del sector.
No se tiene conocimiento de la predisposición del mercado a pagar por
confíabilidad, ni de cual sería el método óptimo de cálculo de este costo.
Precio techo:
La idea básica de tomar en. cuenta precios techo es diferenciar precios y costos. La
característica común es que la utilidad puede variar dependiendo de la reducción, que
podrían tener los costos de producción.
En esta metodología fijaría y monitorearía estos precios, sin embargo el regulador no
tiene conocimiento del costo y curvas de demanda así como del beneficio individual
obtenido por las empresas.1
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 56ERNESTO BEDON
CAPITULO I: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE
Es también notable que este mecanismo tenderá a fijar precios socialmente aceptables,
implicando un nivel de utilidad fijado como aceptable.
Costos evitados:
En varios países como U.S.A.( no en la totalidad de sus estados) y El Reino Unido
donde se ha optado por una estructura de mercado competitivo en la generación, las
transacciones realizadas permiten que un generador compre energía a otro que la oferte
en un menor precio. Esto implica que el generador ahorra dinero con la transacción, así
evita incurrir en costos, puesto que de otra manera hubiese tenido que generar con su
planta a un mayor costo para cumplir con sus contratos de servicio. También implicaría
que la entidad regaladora despache a la compañía que oferte el menor precio,
entregando la diferencia a la que hubiese tenido que suplir esa carga por contrato, o que
se despache a una compañía que oferte al mismo precio pero que evite costos por
pérdidas en las líneas de transmisión debido a su ubicación .
En general en una estructura de mercados competitivos se puede dar varias
combinaciones1:
- competencia sólo en generación,
competencia en comercialización,
competencia en generación y comercialización;
Puesto que el sector de la transmisión y distribución por su naturaleza son monopolices.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 57ERNESTO BEDON
CAPITULO I: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE
Costos en tiempo real:
La validez de hablar de costos en tiempo real estaría justificada debido a que las
compañías de generación tendrían un límite en la utilidad obtenida, por lo que como en
el caso anterior en una estructura de mercado competitivo en la generación, se podría
ofertar la energía y potencia a diferentes precios dependiendo de la demanda del
mercado, este es llamado mercado en tiempo real o "Spot" (ocasional).
La presencia de una entidad reguladora se hace necesaria debido a la posible existencia
de distorsiones en el mercado real, como lo son por ejemplo las restricciones de
transmisión, probabilidad de pérdida de carga debido a fallas, asociaciones entre varios
productores, asociaciones entre productores y comercializadoras, asociaciones entre
productores y distribuidores, y en general asociaciones especulativas y de competencia
desleal que pudieran darse en el mercado.
FIGURA 3, ESTRUCTURA DE UN MERCADO ELÉCTRICO DE LIBRE
COMPETENCIA
Compañía de distribución
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDON
58
CAPITULO I: LA ESTRUCTURA TARIFARIA VIGENTE
Costos estacionales:
Esta teoría de costos se basa en que los costos de producción de una determinada
mercadería no son constantes en el tiempo, más aún estos se modifican de acuerdo a
factores cambiantes, sociales y económicos. Sobre la base de esto surge la necesidad de
cambio en el precio de venta, pero dicho cambio en el sector eléctrico estaría ligado a la
demanda de electricidad, marcada esta por una necesidad periódica, como son los
cambios de estaciones y pueden haber otros. También estaría ligado el cambio a la
disponibilidad de la generación, debido a cambios hidrológicos y del precio del
7T
combustible .
Como ejemplo, en el Sistema Eléctrico Ecuatoriano se puede llegar a la conclusión del
gran influjo hidrológico en los costos de producción de Energía y Potencia eléctrica,
por lo que la tarifa eléctrica en el periodo seco sería mayor que en el periodo lluvioso.
Para el establecimiento de Costos Estacionales se toman en cuenta los siguientes
criterios:
El precio de generación de energía y potencia eléctrica debe considerar con detalle
un parámetro hidrológico en la operación del sistema.
En el Mercado Eléctrico Mayorista, los precios reflejan la influencia de todos los
factores.
En la actualidad, la estacionalidad del costo del servicio eléctrico en el Ecuador se
puede demostrar haciendo un análisis del cambio de este en el transcurso del tiempo.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 59ERNESTO BEDON
CAPITULO 2: CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL NUEVO MODELO DEL SECTOR ELÉCTRICO
CAPÍTULO 2
CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL NUEVOMODELO DEL SECTOR ELÉCTRICO.
2.1. - LA NUEVA LEY DEL SECTOR ELÉCTRICO.
Esta ley aparece como marco legal de la tendencia a la transformación del Estado, y por
lo tanto el cambio en la política hacia el sector eléctrico. Ante la clara evidencia de la
crisis de la industria eléctrica en el Ecuador surge una nueva ley, cuyo espíritu es
permitir la capitalización del sector, la búsqueda de nuevas estructuras corporativas que
optimicen el proceso de producción de energía y potencia eléctrica.
La Ley de Régimen del Sector Eléctrico reemplaza a la Ley Básica de Electrificación,
ambas leyes difieren en el criterio de participación del estado en el sector eléctrico,
mientras que la Ley Básica de Electrificación proponía la participación decidida del
gobierno en la operación y desarrollo del sector, la nueva ley propone la privatización
de dicho sector, pasándose a manos privadas las instalaciones de generación, propone la
competencia en la generación, tiene un campo reglamentario para el funcionamiento del
Mercado Eléctrico Mayorista y de sus transacciones. (Art 5b, 26, 27, 28, y 29 de la LRSE,
suplemento registro oficial N°43, 1996/10/10)
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 60ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 2: CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL NUEVO MODELO DEL SECTOR ELÉCTRICO
La reforma del Estado se ha propuesto como una necesidad de la sociedad ecuatoriana,
siendo un planteamiento de organismos internacionales tales como el Fondo Monetario
Internacional, Banco Mundial y el Banco Interamericano de Desarrollo con el propósito
de mejorar la balanza de pagos: disminuir el déficit fiscal, privatizar aspectos sociales,
anteriormente obligaciones estatales como salud, educación, servicios de electricidad y
agua potable, planteamientos que provocan la reflexión sobre el presupuesto del estado
y sus objetivos.
(Jürgen schuldt, "Repensando el desarrollo: Hacia una nueva concepción alternativa para los países
andinos", CAAP, Quito/Ecuador 1995.)
(Forrest D. Colburn, "Cotejamiento de Reformas Económicas con Reformas Política, lecciones del
Ecuador", INCAE y Universidad de Princeton, Quito/Ecuador 1996)
(Banco Mundial, Ecuador Informe Sobre la Pobreza, Volumen I; Componentes de una Estratégica para la
reducción de la Pobreza, 29 de Noviembre de 1995, Departamento ni División de operaciones I, América
Latina y el Caribe.)
La estructura estatal existente no ha permitido un presupuesto consistente, el producto
de la venta del petróleo y los pocos ingresos fiscales se hacen insuficientes para atender
los requerimientos del pago de la deuda externa y de un aparato estatal ampliado a
muchos campos de la economía. Por esto, como planteamiento de la modernización del
estado se propone dejar de subsidiar a grandes sectores sociales " focalizando" la ayuda
a quienes más lo necesiten (según la clasificación del B.M, sería a los pobres,
vulnerables e indigentes).
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 61ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 2: CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL NUEVO MODELO DEL SECTOR ELÉCTRICO
,^^ Al terminarse con el subsidio al sector eléctrico, aparece la necesidad de que sectores^r
privados se hagan cargo de las inversiones y manejo del sector, así como de la aparición
de una estructura legal que regule y garantice la inversión privada.
En la búsqueda de una alternativa de solución de los problemas del sector eléctrico han
surgido criterios para respaldar la privatización, entre estos criterios se tiene:
La competencia induce eficiencia en la inversión, mediante la decisión de construir
y concretar los planes de forma efectiva, de acuerdo al tiempo y al presupuesto
disponible.
El costo mínimo de operación se obtiene a través de contratos a largo plazo y un
mecanismo competitivo para la construcción y operación de plantas.
V Se introduce la competencia en la generación, que es el área donde la competencia
puede ayudar a reducir costos.
El de conseguir la eficiencia entre inversión y producción, la que no fue tomada en
cuenta debido a que al ser organismos estatales los que manejaban el sector estos
tenían un eminente carácter político.
De que los consumidores reciban " señales" adecuadas para el uso de la electricidad;
esto se explica tomando en cuenta que al no existir subsidio para algunos sectores
poblacionales, estos reducirán su consumo para reducir Ion pagos por electricidad, es
de notar que para el Ecuador, según estudios de elasticidad ingreso — demanda al
nivel urbano nacional se tiene:
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 62ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 2: CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL NUEVO MODELO DEL SECTOR ELÉCTRICO
TABLA 3: RELACIÓN ENTRE LOS NIVELES DE POBREZA Y LA
ELEASTICIDAD INGRESO - DEMANDA A ESCALA NACIONAL, ECUADOR
1994.
Niveles de pobreza
Pobres
Vulnerables
No pobres
Elasticidad
0.31
0.36
0.28
(Tabla tomada de: Brborich Peñaherrera W.L., "Incidencia del Subsidio Propuesto por la Nueva Ley de
Electrificación en los Sectores sociales, E.P.N., Tesis degrado, Quito/Ecuador, Abril 1996)
Lo que claramente indica que los que recibirían esas "señales" de parte del mercado
serían los sectores pobres y vulnerables, aumentando la crisis social y conflicto
dentro de estos sectores. Ante esto aparecen criterios de subsidio focalizado, es
decir subsidiar solamente a estos sectores, tal vez mediante el recargo en las tarifas
a los sectores de " no pobres" (los cuales contiene a una clase media que podría
pasar a ser " vulnerable") dándose nuevamente una deformación a la teoría de
precios reales.
La posibilidad de acomodar políticas sociales relacionadas con la generación
desaparece en este modelo.
Las políticas sociales en la distribución pueden continuar, si el regulador considera
su conveniencia. Como por ejemplo venta de energía a precios subsidiados.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
63
CAPITULO 2: CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL NUEVO MODELO DEL SECTOR ELÉCTRICO
^ El método de subsidios focalizados sena incorporado basándose en criterios sociales y
utilizando como herramienta para esto a las empresas eléctricas, o a las empresas
comercializadoras que se implanten en el esquema de mercados desregulados y
- competitivos.
No se puede desligar en el estudio y establecimiento de tarifas el impacto social que
producirá la elevación del servicio eléctrico. El estudio de la elasticidad oferta -
demanda eléctrica ayudará a la determinación del plan de expansión del sistema,
teniendo escenarios basados en el precio de venta del kWb y demanda de energía.
En el nuevo, esquema de producción de energía eléctrica, se prevé a través de la Ley de
^ Régimen del Sector Eléctrico el promover la competitividad y las inversiones de riesgo,
la transferencia de activos desde INECEL a compañías privadas de generación.
El marco jurídico dispone la fijación de tarifas a través del método de costos
marginales, lo que hará inminente la eliminación de impuestos ajenos al sector en el
costo de la energía. Al estar basadas las tarifas en costos marginales implica que se debe
cobrar el producto de las ventas de energía en tiempo real con una recuperación de
pocos días, así como la recuperación de la cartera vencida.
El nuevo esquema jurídico establece el funcionamiento corporativo, por lo que
conforme con parámetros internacionales se tendría:
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 64ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 2: CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL NUEVO MODELO DEL SECTOR ELÉCTRICO
Reducción del personal administrativo al nivel de 5 al 10%;
El criterio de mantener 0.5 trabajadores por MW generado en centrales térmicas;
0.1 Trabajadores por MW generado en centrales hidráulicas;
1 trabajador por cada 20 Km de líneas de transmisión;
1 Trabajador por cada 400 usuarios en distribución.
(Datos obtenidos de: Rivadeneira V. Milton, "Modernización del sector Eléctrico Ecuatoriano, una
amenaza o una oportunidad....?", E.P.N. - CIEEPI, Quito/Ecuador febrero!99S).
Se establece también en el marco legal la operación en un mercado de generación
competitivo, al mínimo costo y sobre la base de costos marginales. Esto obliga a la
instalación de un sistema de medición de precisión, para el registro de transacciones de
compraventa de energía, además de una coordinación más dinámica, y con mayores
requerimientos de información.
Como se ha mencionado, la ley promueve la participación privada en la generación
eléctrica, dando lugar a la necesidad de implantación de nuevos sistemas tecnológicos
en la parte técnica y comercial. Técnica, tanto en la parte del control remoto de las
unidades de generación y control automático de generación como en la de medición.
La ley establece el siguiente esquema de funcionamiento del sector eléctrico:
EL COSTO DEL kV/h DE GENERACIÓN 65ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 2: CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL NUEVO MODELO DEL SECTOR ELÉCTRICO
FIGURA 4,
A) ESQUEMA DE FUNCIONAMIENTO DEL SECTOR ELÉCTRICO.
B) CON UNA ESTRUCTURA DE MERCADO:
CONSUMIDORESEMPUJES A DEDISTRIBUCIÓN TARIFA REGULADA
EMÍRESA DETRANSMISIÓN
GRANDESCONSUMIDORES
GENERADORES
Esta estructura de mercado establece las siguientes características:
Un sistema de transmisión monopolice, de acceso libre cuyo costo de servicio será
establecido por el mecanismo de peaje regulado y cargas reguladas;
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
66
CAPITULO 2: CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL NUEVO MODELO DEL SECTOR ELÉCTRICO
- Se establece que el CONELEC tiene las funciones de regular, normar, concesionar
y controlar el funcionamiento del mercado eléctrico;
Los consumidores se encuentran bajo una tarifa regulada;
- Existe una libre competencia entre generadores, dentro de mecanismos de
transparencia y exigencia de eficiencia en la producción;
Los denominados grandes consumidores pueden comprar energía a generadores
pero no pueden comercializarla.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 67ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 2: CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL NUEVO MODELO DEL SECTOR ELÉCTRICO
2.2 ANÁLISIS DE LOS TÉRMINOS DE LA NUEVA LEY EN LORELACIONADO CON EL COSTO DEL kWh Y kW DEGENERACIÓN.
En la Ley de Régimen del Sector Eléctrico (LRSE suplemento registro oficial N°43,
1996/10/10), aparecen criterios relacionados con el cálculo de costo del kWh y kW de
generación en los cuales se propone:
Proporcionar al país un servicio de alta calidad y confíabilidad que garantice su
desarrollo económico y social.
Promover la realización de inversiones privadas de riesgo en generación.
El impedimento de acuerdos o integrar asociaciones que directamente o
indirectamente restrinjan la competencia, fije precios o políticas comunes.
El gobierno nacional bajo ningún concepto, garantizará a ningún generador la
producción, precio o mercado de energía eléctrica.
- El CENACE comunicará a todos los que intervengan en el mercado el precio de
venta para cada periodo horario, sobre la base del costo económico marginal
instantáneo de corto plazo y el cargo de potencia que corresponderá a los costos
fijos de la central de generación marginal, que resulte de la operación en tiempo real
del S.N.I.,
Las ventas que realicen los generadores serán las que resulten de la generación de
las unidades que despache el CENACE conforme lo establece la ley.
Los generadores que pongan a dispcsición del Mercado Mayorista equipamientos de
generación no comprometidos a plazo que no resulten despachados, percibirán por
parte de los distribuidores y grandes consumidores una compensación mensual por
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 68~ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 2: CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL NUEVO MODELO DEL SECTOR ELÉCTRICO
el tiempo de puesta a disposición de su potencia en los tramos horarios que fije la
reglamentación. (Art. 5a, 5n, 31, 40, 46, 47, 48, LRSE suplemento registro oficial N° 43,
1996/10/10)
El marco jurídico de la Ley del Régimen del Sector eléctrico establece la determinación
de costos marginales, los cuales regirían para las transacciones en el Mercado Eléctrico
Mayorista, aún no se aprueban los reglamentos específicos que enmarquen la
metodología a seguirse.
El cálculo de costos marginales, debe considerar que el campo legal define una
planificación no mandatoria, es decir el estado no obliga a la ejecución de proyectos de
generación, por lo que el cálculo de los costos marginales a largo plazo tiene una gran
incertidumbre, y no se podría dar en un Mercado Eléctrico Mayorista donde la
influencia del precio de venta del kWh y las políticas económicas del gobierno
cambiarán ostensiblemente el nivel de la demanda actual y futura de energía eléctrica.
Dentro del nuevo esquema del Mercado Eléctrico Mayorista en el Ecuador no se ha
establecido aún reglamentos que permitan que el CENACE despache las unidades de
generación con pleno control, puesto que con el régimen de propiedad privada de las
empresas de generación esta ligado el control sobre sus instalaciones y toma de
decisiones operativas propias, ateniéndose si a planeamientos de carácter indicativo. Es
así como, el despacho económico se vería afectado en sus principios de optimídad.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 69ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 2: CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL NUEVO MODELO DEL SECTOR ELÉCTRICO
2.3 DESCRIPCIÓN DE LA NUEVA METODOLOGÍA DE CÁLCULODEL kWh Y DEL kW DE GENERACIÓN.
El modelo de costos marginales adoptado por la Ley de Régimen del Sector Eléctrico
será aplicado por primera vez en el Ecuador, se tiene la experiencia en Sudamérica de
Chile, Argentina, Colombia, Bolivia, los cuales comenzaron con el proceso de
privatización años atrás, procesos estos que no deben ser copiados como una receta de
aplicación general, ya que no solo desde un punto de vista socio económico, sino
también técnico eléctrico los casos son diferentes.
En el caso del Ecuador se tiene un sistema eléctrico en crisis, con un déficit en energía y
en potencia, restricciones estas que no se deben solamente a generación, sino a
transmisión y otros factores, los planes de expansión no se cumplieron llegándose a
tener restricciones severas como son los apagones; esta situación nos hace pensar que de
calcularse los costos marginales de largo plazo acogiéndose a las necesidades de
demanda estos serían altos y mayores que los de corto plazo.
El nuevo modelo se expone paso a paso a continuación:
a) Para determinar ios costos marginales de corto plazo se debe seguir los pasos
siguientes:
1. Establecer los costos contables, dentro de estos estarían todos los costos fijos, y
funciones de costos variables.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 70ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 2: CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL NUEVO MODELO DEL SECTOR ELÉCTRICO
Los costos fijos según el nuevo modelo incluirían un rubro referente a costos de
comercialización y administración, que antes se lo añadía solo en el producto entregado
al cliente minorista (entendiéndose al usuario residencial, comercial o industrial ahora
como un cliente, sujeto a un mercado).
Las funciones de costos variables están determinados por los factores de mayor
incidencia en el costo, como por ejemplo costo de combustibles, costo de insumes.
Dichas funciones están ligadas al funcionamiento o ejercicio de la producción de la
mercadería que en este caso es el kWh.
2. Una vez determinadas las funciones de costo variables y costos fijos con estos y
otros datos necesarios se realiza la simulación del despacho económico
estableciéndose diferentes costos para las bandas horarias, así como para períodos
mensuales o estacionales, medios o pico.
Dentro de los datos para el despacho económico están las curvas de duración de carga
y las curvas de carga en los principales puntos de conexión, las características y
disponibilidad de las centrales y unidades generadoras, además claro esta de la función
entrada salida de dichas unidades.
La metodología a seguirse estará supeditada a criterios sociales y económicos, estos
criterios importantes que serán fijados por el gobierno establecerán la conveniencia
política (económica y social) de estimar los costos marginales de generación de energía
eléctrica medios según un determinado período de tiempo.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 71"ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 2: CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL NUEVO MODELO DEL SECTOR ELÉCTRICO
3. El CENACE encargado de realizar el cálculo según la ley y los reglamentos
establecerá y ayudará en el proceso de transacciones.
Las diversas restricciones que deberá tomar en cuenta el modelo serían:
Centrales Hidráulicas.
Potencia Máxima.
Curva de potencia en función del caudal generable.
Número de unidades.
Caudal útil máximo y mínimo.
Factores de indisponibüidad de las centrales.
Volumen de almacenamiento mínimo y máximo.
Existencia de centrales en cascada.
Centrales Térmicas:
Potencia mínima y máxima.
Consumo propio.
Número de unidades.
Factores de indisponibüidad de las centrales.
Precio de combustible.
Costo y tiempo de arranque.
Costo y tiempo de parada.
Sistema de transmisión:
Número de barras, topología y características de las líneas de transmisión.
Restricciones de capacidad de transmisión de flujo de potencia activa.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 79"ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 2: CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL NUEVO MODELO DEL SECTOR ELÉCTRICO
Modelo de demanda:
Para cada etapa la demanda máxima y los consumos por barra del sistema
asociado a un modelo de pronóstico de la demanda.
Modelo de hidrología:
Parámetros del modelo estocástico de caudales, y el pronóstico de los
mismos.
Modelos de convenios y entrega para riego y agua potable, así como
navegación:
Se define considerar el abastecimiento de los requerimientos de riego y agua
potable simulando la aplicación de los convenios vigentes en cada cuenca
para las diferentes condiciones hidrológicas y en todo el periodo de análisis.
También se deben prever los niveles mínimos de agua para condiciones
hidrológicas y en todo el periodo de análisis. También se deben prever los
niveles mínimos de agua para condiciones de navegación, turismo o causas
geológicas.
Mantenimiento de centrales y líneas:
Períodos y horas de mantenimiento programado por cada unidad de
generación y por cada circuito de las líneas de transmisión.
Equipamiento futuro:
Consideración de los diferentes planes de expansión que consistirá en la
construcción y operación de nuevas centrales teniendo en cuenta los costos
de inversión, operación y falla.
Costo de falla:
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 73"ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 2: CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL NUEVO MODELO DEL SECTOR ELÉCTRICO
Se representará como generadores ficticios en cada barra como una función
de costo de operación.
La determinación de costos marginales de energía (kWh) se desarrolla mediante un
llenado de la curva de duración anual de la demanda. Para este propósito es importante
considerar los escenarios de abastecimiento de todas las unidades generadoras del
sistema que se encuentran disponibles para ser operadas y aquellas en que una o más
unidades se encuentran fuera de servicio. El INECEL en su programa de operación
anual, analiza tres escenarios probables de ocurrencia hidrológica: esperada, seca y
extremadamente seca, para las cuencas del Paute, Pisayambo y Pastaza, que combinados
con diferentes alternativas de generación térmica, determinan los planes de operación
del Sistema Nacional Interconectado.
Además el problema se plantea en términos de un año, considerando una curva de
duración anual de la demanda mediante escalones tal como se muestra en la figura.
FIGURA 5, CURVAS DE DEMANDA, DURACIÓN DE CARGA Y
PARABÓLICA
CURVA DE DEMANDA CURVA DURACIÓN CURVA PARABÓLICA DECARGA CARGA
24rr — Emx
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
74
CAPITULO 2: CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL NUEVO MODELO DEL SECTOR ELÉCTRICO
FIGURA 6
fvIW
D3
D2
DI
CENTRALES DE PUNTA
CENTRALES DE MEDIA BASE
CENTRALES DE BASE
horas
Hl H2 H3
LLENADO DE LA CURVA DE DURACIÓN DE CARGA
(Las curvas representan el comportamiento de la demanda en función del tiempo; y, de cómo se llenaría
la curva de duración de carga con centrales de base, media base y centrales que cubren la punta de la
curva de carga.)
El objetivo consiste en minimizar el costo de operación y falla del sistema. Así, la
operación será óptima, y en consecuencia el costo económico será mínimo; si el llenado
de la curva de duración se realiza basándose en el criterio económico de ordenamiento
de centrales por orden de mérito y dada su disponibilidad, de esta manera se determina
la cantidad de energía que debería ser generada por cada central en cada escalón y el
costo marginal respectivo de cada escalón.
Se calcula un equivalente a un costo marginal promedio ponderado para cada una de las
situaciones de abastecimiento posible, tomándose en cuenta que en las zonas aisladas al
S.N.I., la aplicación de un costo promedio sería establecida con el propósito de entregarEL COSTO DEL kTO DE GENERACIÓN 75ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 2: CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL NUEVO MODELO DEL SECTOR ELÉCTRICO
una serie de precios estables a los consumidores y, debido a que un sistema horario
tiene asociado mayores costos de medición y en estas zonas la mayor parte de los
clientes son residenciales.
El costo marginal de potencia (kW) se define como el costo en que se incurre para
producir una unidad adicional de potencia (kW). Este costo se asimila al costo de
desarrollo de las unidades que operan en la punta de carga del sistema, es decir, al
costo económico de ampliar la capacidad instalada en tamaño y características
adecuadas al sistema que corresponda. El costo de suministrar potencia de punta se
incrementa en un factor que representa el margen de reserva teórico del sistema, el cual
se calcula considerando el sobreequipamiento mínimo en la capacidad de generación
que debe tener un sistema para abastecer la potencia de punta con un nivel de seguridad
adecuada.
Para mantener un nivel de seguridad adecuado se debe tomar en cuenta la necesidad de
tener centrales de reserva en el sistema, los tipos de reserva pueden ser:
Fría.- Es aquella que estando instalada no esta conectada ai sistema.
Operativa.- Es aquella que se puede poner en servicio, es similar a la fría
Caliente.- Existe en centrales de vapor, cuando los calderos se encuentran en
disposición para accionar una turbina.
Rotativa (SPINNING).- Está conectada al sistema repartiendo la carga de tal manera
que cuando aumenta la carga, pueda tomarla sin problemas.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 76ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 2: CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL NUEVO MODELO DEL SECTOR ELÉCTRICO
Por Contingencias.- Es un evento que produce que un equipo no pueda dar su servicio
por ejemplo, si falla una línea, Generador o Transformador. Generalmente los elementos
se diseñan en primera contingencia es decir cuando ocurre una sola falla.
Existen varios criterios en cuanto se refiere al porcentaje de reserva operativa que se
debería tener como por ejemplo:
- La reserva operativa tiene que ser del orden del 15% más de la Demanda máxima.
La reserva debe estar entre el 10% y el 15% de la Demanda máxima.
La reserva tiene que ser la Unidad más grande que tenga el sistema, para el S.N.I. se
tendrá de 125 MW correspondientes a la central de Esmeraldas.
El precio de la potencia puesta a disposición se refiere a la anualidad que permite el
repago de costos de inversión, operación y mantenimiento de un grupo que permite
abastecer la máxima demanda.
El sistema eléctrico ecuatoriano tiene características particulares entre las más
importantes para el estudio económico y de costos de producción de energía y potencia
eléctrica esta el de ser un sistema hidrotérmico, compuesto por un sistema
termoeléctrico y un sistema hidroeléctrico donde el agua es almacenada presentando
este un panorama más complicado que un sistema solo termoeléctrico., debido a la
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 77"ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 2: CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL NUEVO MODELO DEL SECTOR ELÉCTRICO
elección entre usar agua o almacenar esta para usarla en otro período, introduciendo
una interdependencia de costos para periodos diferentes. El balance entre capacidad
hídrica y térmica en la búsqueda de una operación económica también depende de un
gran número de factores, incluyendo el costo relativo, la capacidad de los embalses, las
fluctuaciones diarias y estacionales en la carga y en el flujo de agua.
Como un ejemplo del nuevo modelo considérese la existencia de tres centrales de
generación:
1. Generación hidroeléctrica, cuyos costos fijos tienen una parte administrativa y otra
por gastos inherentes al ejercicio económico (gastos financieros, seguros, varios), y sus
costos variables (solo mantenimiento en este caso) son una función:
Costos variablesl = AI + BT Pt + Ci Pi2+ DI Pi3
2. Generación termoeléctrica a vapor: dentro de sus costos fijos tiene una parte debida a
costos administrativos y gastos o costos financieros diferentes al de la primera central,
siendo estos menores en su monto total, pero mayores en su costo por kW instalado; y
sus costos variables:
Costos variables2 = A2 + B2 P2 + C2 P22 + D2 P23
3. Generación termoeléctrica a gas: en sus costos fijos tendrá al igual que las otras una
parte debido a gastos administrativos, y otra a gastos financieros menores en su monto
total, pero mucho mayores al de las anteriores al compararse la relación costo con
capacidad instalada.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 78~ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 2: CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL NUEVO MODELO DEL SECTOR ELÉCTRICO
Para sus costos variables:
Costos variablesS = A3 + B3 P3 + C3 P32 + D3 P33
Donde :
A, B3 C5 D son constantes propias para cada central (o unidad de generación).
P = potencia generada por la central o unidad.
Con los parámetros de costos de cada central, se procede a realizar el despacho
económico simplificado para el ejemplo, siendo las funciones de costo de las unidades:
Fi(Pi) = costos fijosl + Ai + Bi Pi + Ci Pi2+ DI Pi3
F2(P2) = costos fíjos2 + A2 + B2 P2 + C2 P22 + D2 P23
F3(P3) = costos fijosS + A3 + B3 P3 + C3 P32 + D3 P33
Lo que se puede reducir a:
iCPz) = E2 + B2 P2 + C2 P22 + D2 P23
F3(P3) = E3 + B3 P3 + C3 P32+ D3 P33
Y la función objetivo:
y las restricciones:
SP¡ -Pc-Pl = 0
P imín* -̂̂ t̂ -t imax
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 79ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 2: CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL NUEVO MODELO DEL SECTOR ELÉCTRICO _
Resolviendo el problema por cualquier método (los métodos de resolución del problema
de despacho hidrotérmico son expuestos en el capítulo: El Costo del kWh en operación)
se puede determinar la generación para una condición de carga dada obteniéndose:
Donde:
Pe = potencia de carga
Pl = potencia de pérdidas
PGÍ = potencia de generación de la central i
Con dicho despacho se obtiene la unidad incremental, que será la que fíje el costo de
generación del kWh en ese periodo horario.
El costo de producción del kWh para la unidad incremental si se supone que resulta ser
la central térmica a gas sería:
Costo del kWh = F3(P3) = costos fijos + A3 + B3 P3 + C3 P32 + D3 P33
Por lo que en el despacho económico a una condición dada de la carga se obtendría:
Costo del kWh = costo fijo + costo variable
Detallando el cálculo del costo fijo a utilizarse en la función de costo para un periodo
de una hora se tendrá:
Costo fijo = costo fijo anual / horas de generación al año
EL COSTO DELkWh DE GENERACIÓN 80ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 2: CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL NUEVO MODELO DEL SECTOR ELÉCTRICO
El despacho económico y la determinación del costo fijo deben tener en cuenta las
restricciones antes indicadas, las que se analizarán en el capítulo correspondiente al
cálculo del costo del kWh de generación.
Calculado el costo del kWh de generación, su influencia en la demanda de energía y
potencia eléctrica ayuda en la correcta determinación de] Plan de Expansión del
Sistema, con el cual se encontrarán los montos de inversiones de año en año, y con
estos, los costos marginales de largo plazo necesarios en el cálculo del kW instalado a
largo plazo en el sistema.
El cálculo del costo de la potencia instalada para una central de generación eléctrica
puede hacerse determinando el monto de inversiones, el cronograma para puesta en
operación comercial de la unidad o unidades del proyecto y el periodo de recuperación
del capital, (Art. 5 Ib RGLRSE suplemento registro oficial N° 182 1997/10/28). Para
una central ya instalada el monto de sus activos y la depreciación acumulada sirve para
dicho cálculo, esta metodología es detallada en el capítulo: El Costo del kW de
generación.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 81ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 2: CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL NUEVO MODELO DEL SECTOR ELÉCTRICO
FIGURA 7, METODOLOGÍA PARA DETERMINAR COSTOS MARGINALES
1. DE CORTO PLAZO
DETERMINACIÓN PARÁMETROS DEOPERACIÓN DEL SISTEMA
ELÉCTRICO
PROYECCIÓN DE LA"ÍYfiVM'ANTíA
CURVAS DEDURACIÓN ANUAL,MENSUAL, DIARIA
SIMULACIÓN DESPACHOECONÓMICO HTDROTÉRMICO n despachos
RESULTADO DE OPERACIÓN
DETERMINACIÓN DE COSTOS DEOPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
Utilizando datos contablesn costos
DETERMINACIÓN DE "PRECIO ÚNICO" O"TARIFA"
"(CMA)'=£CMAjPj COSTO MARGINALESPERADO
PROGRAMAS DEMANTENIMIENTO DECENTRALES DE GENERACIÓN
^^
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
82
CAPITULO 2: CARACTERÍSTICAS GENERALES DEL NUEVO MODELO DEL SECTOR ELÉCTRICO
FIGURA 7, METODOLOGÍA PARA DETERMINAR COSTOS MARGINALES
2. DE LARGO PLAZO.
DEFINICIÓN DEL PLAN DE EXPANSIÓN
DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS DEINVERSIÓN ANUALESanualidades
SIMULACIÓN DESPACHO ECONÓMICOHIDRO TÉRMICO
COSTOS ANUALESOPERACIÓN Y MANTENIMIENTO + ANUALIDADES
DETERMINACIÓN DE LA DEMANDAINCREMENTAL DE ENERGÍA EN EL
SISTEMA CUBIERTA POR EL PLAN DEEXPANSIÓN
Qtf= a e costose dtE(l)- c e
COSTOS MARGINALES MEDIOS LARGO PLAZO
= (dC(t/dt)/(dE(t>/dt) = (b C(t)) / (d E(t))
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERXESTO BEDÓN
83
CAPITULO 3: COSTO DEL kW INSTALADO
CAPITULO 3
COSTO DEL kW INSTALADO.
El incumplimiento del Plan Maestro de Electrificación y por consiguiente de una
programación de inversión en el sector, a corto, mediano y largo plazo hace que el
Ecuador sea un país altamente vulnerable, en las épocas de estiaje al racionamiento de
energía eléctrica. En este medio desfavorable y que exige cambios en el sector eléctrico.,
añadiéndose las diversas circunstancias y cambios ocurridos en el contexto mundial y
en casi todos los países de América Latina actualmente se ha impulsado la Ley de
Régimen del Sector Eléctrico, en donde se enfoca la apertura a capitales privados en
este sector, así mismo se redeñne el rol del Estado, se aplica una política de costos
reales y una gestión eminentemente empresarial, que deberá buscar fundamentalmente
la calidad y eficiencia del servicio, dentro de un marco que garantice la viabilidad de la
expansión del sistema en forma armónica con los demás sectores de la producción.
El sector eléctrico ecuatoriano requiere de por lo menos 250millones de dólares cada
año para financiar los proyectos futuros, los mismos que debido al alto porcentaje de
generación hidroeléctrica actual y futura del sistema, necesita que la generación térmica
seleccionada cumpla con su papel de complemento en la época de estiaje, además de
facilitar la participación de las empresas privadas en proyectos hidroeléctricos de
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 84ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 3: COSTO DEL kW INSTALADO
pequeña capacidad o proyectos de energía renovable que ayuden a diversificar la oferta
del sistema.
El país necesita en forma urgente la instalación de 780MW térmicos en el corto plazo
(1998 - 2002) por lo que es imprescindible efectuar una revisión integral de los
recursos energéticos de los que dispone el país, a fin de buscar alternativas de
sustitución del diesel.
(Datos tomados de: Páez Chacón Gonzalo, "Perspectivas del Sector Eléctrico Ecuatoriano", CIER,
SUPLAMA, VII Seminario Ecuatoriano de Planificación y Medio Ambiente, Quito/Ecuador, 1998)
En el ámbito de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico se considera lo relacionado con
principios de eficiencia económica en el funcionamiento de los actores del sector y libre
competencia en el segmento de la generación, ello implica que los distintos generadores
que operen en el mercado eléctrico ecuatoriano deberán tomar muy en cuenta el aspecto
económico, solo así una inversión será rentable y por tanto podrá operar
competitivamente.
Es importante para la ampliación del Sector Eléctrico Ecuatoriano y en cuanto a la
generación tomar en cuenta varias alternativas de inversión, que comparen entre
centrales hidráulicas, centrales turbinas a gas, de ciclo combinado, grupos diesel,
turbinas de vapor de combustión de ciclo simple o abierto. Se tiene por ejemplo que
para el caso de turbinas de combustión de ciclo combinado, que usen como
combustible gas natural se pueden alcanzar costos medios de energía (CME) tan bajos
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 85ERNESTO BEDÓN
CAPÍTULO 3: COSTO DEL kW INSTALADO
como 20U.S.S/MWH, mientras que si se usa diesel como combustible, el CME puede
ser tan alto como 55 o 60U.S.$/MWh, el periodo de construcción está entre 2 y 4 años,
mientras que el costo específico de inversión (CEI) oscila entre 550 y 1200 U.S,$/kW.4:)
Para centrales de turbina a vapor usando carbón como combustible, opción con la que se
alcanzan CME que oscilan entre los 25 y los 55 U.S.S/MWh usando como combustible
diesel, petróleo pesado o bunker se obtienen valores de CME entre 60 y 65 US$/MWh.
El tiempo de construcción es de entre 2 y 5 años, mientras que el CEI está entre 1000 y
2000USS/kW.
Para turbinas de ciclo simple su CEI está usualmente entre 250 y 580 U.S.S/kW;
alcanzándose un CME entre 40 y 70US$/MWh; el tiempo de construcción está entre 1 a
2 años.
Para motores de combustión, usando como combustible diesel o bunker su CEI está
usualmente entre 600 y 1200USS/MW, alcanzándose un CME entre 45 y 75US$/MWri;
el tiempo de construcción está entre 2 y 3 años, mientras que el CEI oscila ente 450 y
750 US$/kW.45
En centrales de paso o a filo de agua el valor de CEI puede estar entre 1000 a 1500
USS/kW, los CEI varían entre 15 y 22US$/kW, teniéndose su construcción entre 2 y 5
años.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
CAPÍTULO 3: COSTO DEL kW INSTALADO
En centrales con grandes obras de regulación el CET puede alcanzar los 3000USS/kW y
los CME de 15 a 30US$/MWh, con 5 a 10 años de construcción.45
TABLA 4: CARACTERÍSTICAS DE ALGUNAS OPCIONES DE
GENERACIÓN
TIPO DE
TURBINA
COMBUS
TEBLE
CEI
(US$/kW)
CME
(US$/kWh
CONSTRU
CCIÓN
AÑOS
GAS
CICLO
COMBIN
ADO
GAS
NATURA
L
550 A
1200
20 ASO
2 A 4
GAS
CICLO
COMBIN
ADO
DIESEL 0
GLP
600 A
1250
45 A 60
2 A 5
DE
VAPOR
CARBÓN
1000 A
1800
25 A 55
2 A 5
GAS
CICLO
SIMPLE
GAS
NATURA
L DIESEL
OGLP
250 A 580
40 A 70
1 A2
MOTORE
S
COMBUS
TIÓN
INTERNA
DIESEL 0
PESADOS
600 A
1200
45 A 75
2 A 3
HIDRÁUL
ICAS DE
PASO
i 000 A
1500
16 A 22
2 A 3
HIDRÁUL
ICA CON
REGULA
CIÓN
1300 A
3000
16 A30
4 A10
(Datos obtenidos de: Carlos Duran Noritz, "Convenienvia de la implementación de Centrales
Hidroeléctricas menores a 50MW: aplicación al caso "Ocaña"", CIER, (SUPLAMA) Subcomite de
Planificación y Medio Ambiente, VII Seminario Ecuatoriano de Planificación y Medio Ambiente, Quito -
Ecuador, 1998.)
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
87
CAPITULO 3: COSTO DEL kW INSTALADO
A más de las ya mencionadas formas de producción de energía eléctrica, existe en el
Ecuador la posibilidad de exploración de la energía Geotérmica. Desde 1978 el
ENECEL ha realizado la exploración de los recursos geotérmicos, obteniéndose en 1979
y 1985 los siguientes estudios de reconocimiento de posibles explotaciones en el ámbito
nacional y el estudio de prefactibilidad de las áreas de Tufíño, Chiles y Chalupas, en
1987 se concluyó el Estudio de Prefactibilidad del Proyecto Binacional (Ecuador —
Colombia, mediante acuerdo de Marzo de 1982) Chiles - Cerro Negro - Tufíño.55
Para un eventual desarrollo geotérmico, el INECEL a través del Estudio de Superficie
ha delimitado las siguientes áreas:
Tufíño - Chiles - Cerro Negro.
Chachimbiro.
Chalupas.
Presentando estas la ventaja de estar cerca de las líneas de transmisión del S.N.I.
Entre las dificultades para el aprovechamiento de la energía geotérmica en la
producción de la energía eléctrica en el Ecuador se encuentra las siguientes:
Que en 3a evaluación del proyecto, este tiene que competir como un sustituto de
otros en base del petróleo y gas natural, cuyos precios continúan cayendo en el
mercado mundial.
Que los proyectos geotérmicos tienen un periodo de retorno bastante largo, que lo
hace poco atractivo para muchas empresas privadas.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
CAPITULO 3: COSTO DEL kW INSTALADO
Se tiene datos para la generación geotérmica (en el ámbito mundial) de 0.04USS/kWb
promedio, para la producción de energía eléctrica con valores mínimos de
0.02US$/kWh (México).
Queda clara entonces la necesidad de expansión del Sector Eléctrico Ecuatoriano, y por
esto, se deben realizar inversiones en el Sector, según establece la Ley de Régimen del
Sector Eléctrico y sus reglamentos, le corresponde al CONELEC (según art. 13literal h, 13
literal n, 39 de la LRSE suplemento registro oficial N° 43 de 1996/10/10 y arts. 37 y 42 del RGLRSE
suplemento registro oficial N° 182 de 1997/10/28), fijar las normas y reglamentos específicos
para los procesos de concesión y permisos de operación de la generación de energía
eléctrica.
Este capítulo expone una metodología para encontrar el costo marginal de largo plazos
es decir, el costo marginal producido por un aumento en la generación y en la
ampliación de la capacidad de generación de energía eléctrica. Para lograr dicho
objetivo se sigue una metodología en la cual es importante conocer ciertos criterios y
definiciones, los cuales se utilizan para evaluar las alternativas de producción de
energía eléctrica, entre estos se tiene:
Potencia Continua (PC)
"Potencia media de la etapa de simulación empleada (día, semana, mes), que es posible
garantizar con una cierta seguridad hidrológica dada a través del periodo o serie
hidrológica considerada".
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 8$TERNESTO BEDÓN
CAPITULO 3: COSTO DEL kW INSTALADO
Energía Primaría (EP)
"Parte de la producción anual de la central que puede garantizarse con una cierta
seguridad hidrológica dada, a través del periodo o serie hidrológica considerada; en
general será igual a la energía anual correspondiente a PC".
Energía Secundaría (ES)
"Parte de la producción anual aleatoria que no puede garantizarse, pero con la cual se
pueda contar en términos de valor esperado; es obtenida como la diferencia entre la
producción media, o esperada, de la central y la parte EP".
Potencia Garantizada (PG)
"Potencia máxima que puede ser colocada por la central a las horas de máxima carga
del sistema y en condiciones críticas de caída; estas condiciones críticas pueden
presentarse en el periodo hidrológico crítico en el cual el nivel del embalse ha llegado al
nivel mínimo, o bien, en un periodo de crecidas debido a la elevación de la cota de
descarga (posible aprovechamiento de baja caída)"
Costo Marginal de Potencia (CMP)
Se define como el costo en que se incurre para producir una unidad adicional de
potencia (kW). Este costo se lo relaciona con el costo de desarrollo de las unidades que
EL CC STO DEL kWh DE GENERACIÓN 90~ERNE-TOBEDÓN
CAP [JULO 3: COSTO DEL kW INSTALADO
operan en la punta de carga del sistema, es decir, el costo económico de ampliar la
capacidad instalada mediante unidades diesel o turbinas a gas de tamaño y
características adecuadas al sistema que corresponda.
Estos conceptos y definiciones, comparados con una referencia darán los criterios para
escoger entre una u otra alternativa o propuesta de explotación de los recursos
eléctricos.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 91ERNESTO BEDÓN
CAPÍTULO 3: COSTO DEL kW INSTALADO
3.1 COSTO MARGINAL MEDIO DE LARGO PLAZO.
El costo marginal medio de largo plazo se obtiene como la relación marginal entre el
incremento de los costos totales por la expansión de la capacidad de generación del
sistema y el incremento de la demanda energética en el correspondiente periodo.
Este concepto se utiliza para salvar la dificultad del cálculo práctico de los costos
marginales a futuro.
Estas dificultades se deben principalmente a que no existe una función analítica que
represente los costos de expansión, a que no son separables totalmente los conceptos de
potencia y energía; y que las capacidades de los diferentes elementos del sistema no
están adaptadas en forma permanente y continua a los requerimientos del mercado.
Para el cálculo del Costo Marginal Medio de Expansión (CMM) se deben seguir los
siguientes pasos:
1. Definición del Plan de Expansión que satisface la demanda de potencia y energía del
sistema; para esta definición se debe tomar en cuenta para el caso de Ecuador que
ha venido postergando por varios años las necesidades del sector eléctrico, en
cuanto a la expansión de la generación, transmisión y generación.
Para la definición del Plan de Expansión son de mucha importancia las políticas que los
futuros gobiernos impongan al sector eléctrico, políticas estas que deberán ser
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 92ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 3: COSTO DEL kW INSTALADO
encaminadas a facilitar la ejecución de dicho plan; puesto que dentro del nuevo
esquema legal la expansión del sistema es de carácter indicativo más no de carácter
obligatorio por lo que el cumplimiento de dicho plan se torna poco certero.
En el proceso de concesión de nuevos proyectos de explotación eléctrica, el organismo
por ley encargado, fijará la negociación con empresas privadas, las cuales dentro del
espíritu de la reforma llevarán a cabo dichos proyectos en la base de recuperación del
capital invertido por medio directo de las tarifas, para esto se tendrá que elevar el precio
de venta de la energía eléctrica al consumidor; provocando un fenómeno, en el que por
medio de la elasticidad se reduce la demanda, dando un gran margen de error con el
Plan de Expansión definido por INECEL que no toma en cuenta estos factores socio -
económicos.
En el Ecuador como se ha visto se dispone de una gran cantidad de recursos para la
generación hídrica y geotérmica, los cuales tienen periodos de retorno del capital largo,
lo que hace de estos menos atractivos a la inversión privada, así los planes de
expansión previstos por el INECEL no toman en cuenta estas tendencias.
La determinación del Plan de Expansión dentro del nuevo esquema de mercado
competitivo en la generación, deberá tener en cuenta los factores socio — económicos
en los consumidores, y los criterios mandatorios e indicativos que se establecerán en la
Ley y reglamentos para los generadores (Art. 16 del RGLRSE suplemento registro oficial N° 182
de 1997/10/28). No es posible por tanto determinar con un buen margen de aproximación
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 93~ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 3: COSTO DEL kW INSTALADO
el cumplimiento de las proyecciones de incremento en la demanda propuestos por
TNECEL.
2. Determinación de los costos anuales del sistema asociados al Plan de Expansión,
estos serán la suma de los costos fíjos anuales CFS(t) más los costos variables de
operación CVS, esto es:
CTS(t)=CFS(t) + CVS(t)
Costos fíjos anuales CFS(t) en los que se incluyen los costos de inversión expresados en
anualidades.
La anualidad de la inversión sería calculada multiplicando el monto de la inversión por
el factor de recuperación del capital obtenido con la tasa de anualización, y una vida útil
de 20 años para el equipo de generación y de 30 años para el equipo de conexión.
El monto de la inversión será determinado considerando:
a) El costo del equipo que involucre: su precio, el flete, los seguros y todos los
derechos de importación que le sean aplicables.
b) El costo de instalación y conexión del sistema.
c) El costo fíjp de personal que incluya los beneficios sociales.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 94ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 3: COSTO DEL kW INSTALADO
3. Determinación de la demanda incrementa! de energía en el sistema que esta siendo
cubierta con el Plan de Expansión.
4. Con cada costo, costos totales y costo de la demanda de energía determinado por
año hasta el año horizonte se puede obtener un gráfico que indique la tendencia de
estos, así mismo con esos datos se obtiene una función exponencial.
C(t)= aebt; E(t)= cedt
Donde;
C(t) = es la función de costo incremental versus tiempo.
E(t) = es la función de demanda de energía incremental versus tiempo.
a, b, c, d son parámetros determinados en base a los datos de costos totales y costos de
la demanda de energía por año hasta el año horizonte.
e = es la constante neperiana
t = variable tiempo
5. Los costos marginales medios de largo plazo, pueden entonces de terminarse como
la relación de la demanda en función de costo C(t) respecto al tiempo con la
derivada de la función demanda de energía E(t) respecto al tiempo.
Costos Marginales Medios: CMM=(dC(t)/dt)/(dE(t)/dt)
dC(t)/dt = a b ebt = bC(t) dE(t)/dt = c d edt = d E(t)
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 95ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 3: COSTO DEL kW INSTALADO
FIGURA 8, DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS MARGINALES DE LARGO
PLAZO
DEFINICIÓN DEL PLAN DE EXPANSIÓN
DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS DE INVERSIÓN ANUALESanualidades
SIMULACIÓN DESPACHO ECONÓMICOHIDROTÉRN1CO
COSTOS ANUALESOPERACIÓN Y MANTENIMIENTO + ANUALIDADES
DETERMINACIÓN DE LA DEMANDA 1NCREMENTAL DEENERGÍA EN EL SISTEMA CUBIERTA POR EL PLAN DE
EXPANSIÓN I
C(t)= a e costosE di
(t)= c e
COSTOS MARGINALES MEDIOS LARGO PLAZO
= (dC(t/dt)/(dE(t/dt) = (b C(l)) / (d E(t))
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
96
CAPITULO 3: COSTO DEL kW INSTALADO
3.2 MONTO DE INVERSIONES.
En la determinación del costo marginal de potencia es posible la aplicación de la
siguiente metodología:
Se determinará el tipo de unidad generadora económica para suministrar potencia
adicional durante las horas de máxima demanda anual del sistema eléctrico y se
calculará la anualidad de la inversión con la tasa de actualización correspondiente.
La anualidad de la inversión, será calculada multiplicando el monto de la inversión
por el factor de recuperación del capital obtenido con la tasa de actualización, y una
vida útil dependiente del tipo de central y del factor de uso, así como el uso de 30
años para la vida útil del equipo de conexión.
El costo de inversión de una central incluye muchos rubros, los cuales en general se
pueden combinar, obteniéndose un monto total, el cual al ser dividido por el número de
kW que la planta generaría dará un costo por kW instalado, esto es muy útil en la
evaluación de cualquier proyecto de generación futuro.
Al entrar en operación la central, esta genera "gastos de depreciación", los mismos que
en el marco de un mercado desregulado pueden ser tomados como anualidades
constantes, atribuyéndose estas como parte de gastos fijos de operación.
La determinación del costo del kW podría tomarse en cuenta en el escogimiento de
alternativas de generación, así como la determinación del monto de inversiones incidirá
EL COSTO DELkWhDE GENERACIÓN 91ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 3: COSTO DEL kW INSTALADO
en los montos de depreciación y amortización los que a su vez formarán parte del costo
del kWh.
Es así, que la determinación del kW5 se propone hacerla tomando las funciones
descritas en este capítulo (pero actualizadas en niveles de dólares del año 97 o en sucres
del año 97), así se obtendrá un aproximado de inversiones y por consecuencia un costo
del kW para los diferentes tipos de central aquí descritos.
Otra metodología que podría seguirse es, mediante el conocimiento del monto total de
inversiones de cada central obtener un promedio del costo del kW dependiendo de la
potencia de la central y de sus características constructivas; por ejemplo no es lo mismo
calcular el costo de la central de Pisayambo que la de Paute, pues difieren en potencia,
caudal, altura de la caída, longitud de la tubería de presión, tipo de canal y otros.
El objetivo de la primera metodología es dar una herramienta, en la cual solo se
cambien parámetros de las curvas de costo, para ajustarías a costos actuales o previstos.
El objetivo de la segunda metodología propuesta, exige el conocimiento estadístico de
costos y la actualización en sucres o dólares a una fecha base, la comparación entre
estos y las cualidades de cada central, lo que redundaría en la obtención de nuevas y
muy numerosas curvas.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 98ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 3: COSTO DEL kW INSTALADO
Siendo pues, el primer método más corto, además tomándose en cuenta que el modelo
matemático es una aproximación, y con la visión de que el usuario puede variar las
curvas con criterio propio (pues pueden repercutir los cambios de tecnología, sociales y
económicos en la forma de dichas curvas), este se torna aceptable.
FIGURA 9, DETERMINACIÓN DE MONTOS DE INVERSIÓN
TIPO DE CENTRAL
ANUALIZACÍÓN DEINVERSIONES
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DETERMINACIÓN DELCOSTO ANUAL 0EINVERSIONES
COSTO ANUALINSTALACIÓN
DE
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNEKNESTG SEuGN
99
CAPITULO 3: COSTO DEL kW INSTALADO
3.2.1 Centrales de Generación Hidroeléctricas:
Son las que utilizan como elemento motor la fuerza mecánica del agua, la que actuando
directamente sobre una turbina, acoplada sobre un generador, pone a este en
movimiento haciéndole generar electricidad.
En el Ecuador se han utilizado dos tipos de turbina:
Francis, el agua actúa por acción de la gravedad sobre la turbina de eje vertical,
requiriéndose una gran cantidad de líquido.
Pelton, el caudal es reemplazado por la velocidad de caída del agua, para lo cual se
crea un desnivel artificial mediante un canal, lo que determina una gran altura de
caída. El agua golpea así fuertemente la turbina, produciendo la rotación.
Características de costos:
- Una central hidráulica requiere una inversión inicial alta y costos de operación y
mantenimiento bajos, esto determinará que al final del periodo de vida útil resulta
más barata su operación que la de una central térmica.
Las unidades de generación hidráulica son más seguras y tienen valores más altos
de eficiencia con cargas más altas.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 100ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 3: COSTO DEL kW INSTALADO
- Los costos unitarios de producción de las centrales hidráulicas son menores que los
costos unitarios de producción de las centrales térmicas, esto debe principalmente
por la presencia de costos de combustible.
Las características aproximadas de operación son:
Carga mínima de operación = 25%
Carga de máximo rendimiento — 75 a 85%
Consumos propios de la planta = 3%
Estructura de costos.
Casa de máquinas.
El costo de la casa de máquinas depende del número de unidades que esta albergará, así
como también del tipo de turbina que se instalará en esta. Teniendo en cuenta estas
7consideraciones se tiene la curva costo/kW en función de las alturas de caída.
Dicha curva se obtiene de la ecuación de tendencia logarítmica:
yHl = -14.192- ln(jcl) + 93.908
Donde:
yHl= es el costo en miles de U.S. $ por kW
xl — es la altura de caída en metros.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 101ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 3: COSTO DEL kW INSTALADO
Bocatomas.
Se pueden establecer varias funciones de costos de las bocatomas según el tipo de estas;
7Para bocatomas menores se tiene:
Costo
m3/^ = 48.405» Q 0.7738
*i
Para bocatomas de corriente y profundas excavadas en seco se tiene ;
= 503.8.m"//s
•7Para bocatomas profundas excavadas bajo agua :
m/&
= 515.96
Donde:
Q — es el caudal máximo captado m /s, y
Costo = costo en miles de U.S.S (año 1978).
EL COSTO DHL kWh DE GENERACIÓN 102ERNESTO BEDÓN
•».
CAPITULO 3: COSTO DEL kW INSTALADO
Canales:
Para canales revestidos en condiciones medias:
= 72.149 0.5067
L*Q
Donde:
C = es el costo en miles de U.S.S;
L = el largo en km;
Q = el caudal en ma/s.
Tune/es;
^=-7.10-14*6>6+3.10-l°«e5-4.L
Donde:
C = es el costo total de las tuberías en miles de U.S.S;
Q = es e] caudal tota] en m3/s;
L = longitud del túnel en km
Tuber/as;
1000
Donde:
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 03ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 3: COSTO DEL kW INSTALADO
C = es el costo total de las tuberías en miles de U.S.S;
Q = el gasto total en m3/s;
H — altura neta máxima de caída en metros;
L = es el Largo de las cañerías en metros.
Turbinas y generadores
Se puede obtener el costo por kW como una función:
CKW
= 171.99 .p-°-385
Para las turbinas Francis y Kaplan
= 169.59-?"c*— -, s-~ r-~ -o-0.4284
KW
Para las turbinas Pelton
Donde:
P - potencia de cada unidad en MW.
Equipo eléctrico de control y protecciones:
c<-*
kW
Donde:
P = es la potencia de cada unidad en MW.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 104ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 3: COSTO DEL kW INSTALADO
-~¿* Instalaciones y equipo auxiliar:W : ! - _-— —-
C lkW = 73.38 -
Donde:
P = potencia de cada unidad en MW.
C = costo unitario en U.S.S
Se incluye puente grúa y talleres, patios de servicios auxiliares, instalaciones de
telecomunicaciones, planta de bombeo y otras instalaciones no incluidas en rubros
anteriores.
Patio elevador7
Para un patio de 69kV se tiene:
-0.8223C = 360.62 -P
Para uno de 138kV se tiene;
C = 1052.5 .
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 105ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 3: COSTO DEL kW INSTALADO
Para un patío de 230kV;
C = 1042.3 -p-
Presas
El costo estimado de la represa se diferencia según el material empleado en su
construcción.
( \nL'H2)'
,0.8767
Donde:
V — volumen en miles de m ;
L = ancho en el cerramiento;
H = altura máxima del muro sobre las fundiciones.
EL COSTO DEL kWh CE GENERACIÓN 106ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 3: COSTO DEL kW INSTALADO
3.2.2 Centrales de Generación Térmicas a vapor:
Son en las que se utiliza como elemento motor el vapor producido en una caldera. El
vapor a presión actúa sobre una turbina acoplada a un generador, dándole movimiento y
así produciendo energía eléctrica.
Las obras fundamentales de este tipo de centrales son:
Turbinas y generadores;
Equipo electromecánico y de control;
Estructura de la caldera, caldera y componentes auxiliares;
Planta de refrigeración;
Instalaciones varias y equipo auxiliar;
- Planta de tratamiento de combustibles, de aguas y gases de emisión;
Almacenamiento de combustible;
Como características generales de funcionamiento se puede tener:
Carga mínima de operación del 35%;
Carga del máximo rendimiento del 75 al 85%;
- Consumos propios de la planta de 5%;
- Una vida útil económica que obedece a la ecuación:
V = 40-25 -Fp
EL COSTO DEi kWh DE GENERACIÓN 107ERNESTO BED'-N
CAPITULO 3: COSTO DEL kW INSTALADO
donde:
V es función del factor de planta anual Fp.
- Coeficiente de disponibilidad del 88%, esto quiere decir que una planta a vapor
"equivalente" debe tener una potencia instalada aproximada de 15% superior a la
potencia firme de la misma.
Para plantas de n unidades de potencia instalada P (MW) cada unidad, las expresiones
son:
- Costos de inversión:
c inversión = 1125.8 - (0.9 • n + 0.1) • P0'19
*^ En miles de sucres.
c inversión = 1125.8-- ¡̂i
En dólares por kW.
- Gastos fijos anuales de operación y mantenimiento:
G fijos = 125.1 (07-;t+03) p-0.52n 'r
En dólares por kW por año.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 108ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 3: COSTO DEL kW INSTALADO
Gastos variables de
G variables = 1.5 -P**2
En millones de sucres por kWh
- Consumo específico:
ce = 4604.8 -P^3
EnKcal porkWh
3.2.3 Centrales de Generación Diesel:
El generador en este caso es movido por un motor a diesel. También se debe diferenciar
entre estas a las Lentas y Rápidas.
Como componentes y características operativas fundamentales de este tipo de centrales
son:
Com ponent.es .-
Motor y generador;
Planta de refrigeración;
Equipo eléctrico y auxiliares;
Almacenaje y tratamiento de combustibles;
- Edificios.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 109ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 3: COSTO DEL kW INSTALADO
Características.-
Carga mínima de operación en el orden del 30% a 40%;
- Carga de máximo rendimiento del 85% al 95%;
Vida útil económica:
Vida útil = 1 6.588 .e-°-001^
donde:
R = es la velocidad en R.P.M.
Para centrales con varias unidades de potencia instalada P(MW) y con una velocidad de
funcionamiento R(r.p.m.) se tiene:
- Costos de inversión:
C inversión = (100 - 0.3 • £) - P +3575 -P05
Para varias unidades se tiene:
C In = 0.95 -n-C inversión 4- 0.05 • C inversión
La fórmula completa de costos de inversión y por unidad es7:
. [(100-0.3. R) +n
Donde el costo de inversión de cada unidad esta dado en dólares por kW.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 110ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 3: COSTO DEL kW INSTALADO
-qp> - Gastos fijos anuales de operación y mantenimiento:
G fijos 0&M = 360 • (0.75 • n + 0.25) • P°'7S
Dado en miles de dólares al año.
G fijos 0&M = 360- (a75'" + °-25) • P-°'2S • R'OMn
Dado en dólares por kW por año.
- Costos variables de mantenimiento:
C mantenimiento = 0.06 - R°'5 -
En millones por kWh.
- Consumo específico.
En kcal por kWh
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 111ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 3: COSTO DEL kW INSTALADO
3.2.4 Centrales Generadoras de Turbina de Gas
Como su nombre lo indica el generador en este caso es movida por gases a altas
presiones, dentro de estos gases se puede tener vapor sobre calentado. Las instalaciones
de estas turbinas pueden ser abiertas, cerradas o semiabiertas.
Partes principales de este tipo de turbinas son:
Generador de gas,
Turbina de generadores;
Equipo auxiliar: que comprende silenciadores, compresores;
- Equipo de control;
Tratamiento de combustible;
- Almacenamiento de combustible;
- Edificios;
Características de funcionamiento:
Carga mínima de operación: 25%;
- Carga de máximo rendimiento: 90 al 95%;
- Consumos propios de la planta: 1.5%;
Vida útil económica:
V = l7-2Q-fp
Donde fp es el factor de planta anual en p.u.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 112ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 3: COSTO DEL kW INSTALADO
- Coeficiente de disponibilidad: 75%
En los costos se puede establecer la siguiente estructura:
- Costo de inversión:
C INVERSIÓN = 251.8 - (0.95 • n + O.OSV^0'9
Expresado en miles de U.S. dólares.
Expresado en Dólares por kW.
Los gastos fijos anuales de operación y mantenimiento:
G fijos = 14.2'(Q3-n + Q.2)'P0'7
Dado en miles de U.S. dólares.
Dado en U.S. dólares por kW por año.
Consumo específico:
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 1UERNESTO BEDÓN
CAPITULO 3: COSTO DEL kW INSTALADO
3.3 EL COSTO POR POTENCIA INSTALADA
El cálculo del costo de capacidad (kW instalado) puede convertirse en un problema de
planificación, donde las alternativas de expansión dependerán de la probabilidad de
ocurrencia de un requerimiento de energía y potencia eléctrica, además, la
determinación de dicho costo debe tener en cuenta que en el mundo real las unidades
de generación, generalmente consideradas para la expansión no tienen una capacidad
en números continuos, es decir su capacidad esta en tamaños enteros. Para determinar la
capacidad de las plantas a instalarse, se tiene que aceptar que la instalación de una gran
centra] puede encarecer el costo del kW instalado si no esta de acuerdo al incremento
de la demanda, pero sin embargo, esta central "grande" puede compartirse con otros
sistemas, dando la posibilidad así de reducir el costo de instalación, utilizando una
central grande (aplicación de economía de escala).
El método para el cálculo del costo de capacidad de una central está sujeto a un número
de dificultades puesto que dichos costos están relacionados con el calentamiento, estrés
térmico y desgaste de equipos además de probabilidades de ocurrencia de estados de
carga. Este costo de Potencia eléctrica (capacidad), tendrá que ser calculado por el
CENACE, un método alternativo propuesto en la presente tesis para calcular el costo del
kW de generación instalado es utilizar los costos contables o estadísticos del ejercicio
de las centrales y unidades en el sistema, es decir:
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 114ERNESTO BEDÓN
CAPÍTULO 3: COSTO DEL kW INSTALADO
- Calcular la depreciación, utilizando el costo inicial en dólares de la central y luego
obteniendo anualidades por medio de un índice de depreciación anual, tomando en
cuenta un periodo de recuperación de capital para las centrales hidráulicas con
reservorio, para las centrales hidráulicas de pasada, para las centrales o unidades de
gas ciclo simple y combinado; otra alternativa es recoger datos de los costos fijos
anuales pagados por dicha central, divididos para el número de unidades obtener los
cargos fijos anuales por unidad.
- Obtenidas las anualidades dividirlas estas para (365 x 24 horas al año x factor de
planta), el resultado de esta división representa el número de dólares por hora de
generación que debe obtenerse para garantizar los costos financieros incurridos en
dicha unidad (planta) de generación. El factor de planta considera las horas de
funcionamiento efectivo, es decir no considera las horas de mantenimiento, salidas
forzadas, y no despacho de la unidad de generación. De esta manera aún cuando la
unidad no produce o no vende kWh, recupera los costos a través de la venta de
energía (kWh de generación). En un mercado competitivo, en donde el costo de
producción del kWh se recupera a través de precios, implica que el generador no
deberá recibir un pago por potencia instalada, diferenciando esta de la potencia de
reserva rodante la cual sí deberá ser remunerada.
El método para el cálculo del costo de capacidad expuesto en este capítulo, no puede ser
considerado el único, existen métodos probabilisticos y nuevos algoritmos basados en el
costo de producción probabüístico tomando en cuenta la adición de grandes o pequeñas
centrales de generación, este método, ha tomado los valores de arranque, de conexión y
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN ÍT?ERNESTO BEDÓN
CAPÍTULO 3: COSTO DEL kW INSTALADO
de parada como fijos, sin embargo hay que aclarar que estos no lo son, puesto que
reflejan costos relacionados con el calentamiento, estrés térmico y desgaste de equipos,
los cuales dependen del tipo de planta, su ubicación y tiempo de funcionamiento. Por
esto es importante y recomendable la realización de tesis e investigaciones específicas
para estimar los costos de arranque y parada en las centrales del S.N.I. así como una
modelación matemática de estos.
Cualquier método que se utilice para tratar de resolver el problema de planificación y
expansión del sistema, está expuesto al error, desde por ejemplo: la asunción de las
curvas de entrada - salida de las unidades a ponerse en servicio, la probabilidad de
salida de servicio (compuesta dicha probabilidad de salidas forzadas y la de salidas de
mantenimiento), los derating de las unidades los cuales son aleatorios en la naturaleza,
todos estos, parámetros importantes en la búsqueda de la solución, y que no pueden ser
sino asumidos en vías a encontrar la planificación futura y los planes de expansión del
sistema.
Los costos obtenidos mediante este método resultan un cargo en el costo del kWh de
generación debido a potencia instalada y son expuestos en un ejemplo de cálculo.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 116ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 3: COSTO DEL kW INSTALADO
3.4 EJEMPLO DE DETERMINACIÓN DEL COSTO DEL kWINSTALADO
En el siguiente ejemplo se calculará el costo del kW de instalación de unidades del
S:N,L, para esto se utilizará los siguientes datos de costo específico de inversión (CEI):
TABLA 5: COSTO ESPECÍFICO DE INVERSIÓN
GEMU.S.$/kW) MINMAX
HID.REG
13003000
HID.PASOrioob
1500
Ciclo.comb.Gas
5501200
C.Comb.Diesel
6001250
Vapor.carb
10001800
Vapor.Diesel
12002000
GasCicloSimpl.
250580
Comb.Int.
6001200
Tipo
12002000
Y un factor de planta obtenido mediante el uso de la energía generada, anual registrada:
f.planta =(MWh anuales generados) / (MW efectivos x 365 x 24h x factor de planta)
El costo del kW instalado para una planta dada, será:
Costo (U.S.S / hora de generación) = [(Potencia Instalada x CEI) x Factor anualidad] /
[365 x24hx f.planta]
Donde:
Factor anualidad = [i x (l+i)n] / [(l+i)n-l]
n = número de años
i = interés, para el ejemplo se estima en 10%, todos los cálculos se los realiza en U.S.S.
Los resultados del cálculo de ejemplo para varias centrales se indican a continuación:
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
117
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kW
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0,80
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0,80
0,40
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or.D
iese
l
Vap
or.D
iese
lV
apor
.Die
sel
1.13
5.93
34.
642.
836
1.58
2.78
5
4.64
2.83
6
2.90
8.36
73.
155.
371
12.3
05.9
467.
122.
532
4.64
2.83
61.
893.
222
18.4
58.9
18
6.03
4.36
718
.932
.224
15.9
97.7
2918
.932
.224
9.93
9.41
8
4.73
3.05
64.
733.
056
2.27
1.86
710
.771
.379
3.67
2.06
1
10.7
71.3
79
6.74
7.41
25.
258.
951
20.5
09.9
0916
.524
.274
10.7
71.3
793.
786.
445
30.7
64.8
64
13.9
99.7
3231
.553
.706
26.6
62.8
8231
,553
.706
16.5
65.6
96
7.88
8.42
77.
888.
427
381
1.55
9
361
1.55
9
976
600
3.51
11.
016
663
361
2.48
0
861
2.70
2
4.56
32.
702
2.83
6
675
675
763
3.61
7
838
3.61
7
2.26
51.
001
5.85
12.
357
1.53
772
2
4.13
4
1.99
84.
503
7.60
64.
503
4.72
6
1.12
61.
126
EL C
OST
O D
EL k
Wh
DE
GEN
ERA
CIÓ
NER
NES
TO B
EDÓ
N12
0
CAPITULO 3: COSTO DEL kW INSTALADO
En el ejemplo se ha calculado anualidades mínimas y máximas por hora de
funcionamiento, esto significa que por cada hora que la central, planta o unidad genera,
recuperará el costo de potencia instalada.
En este ejemplo se calcula el costo del kW instalado de centrales pertenecientes al
S.N.I., como si todas estas se hubiesen instalado en la misma fecha, esto.es irreal, cada
una fue instalada en diferentes épocas, por lo que para un cálculo acertado del costo del
kW de instalación se deberá tomar en cuenta la depreciación acumulada.
A continuación se muestra el resultado del cálculo del costo del kW instalado tomando
en cuenta los costos fijos contables anuales:
Costo del kW instalado / hora generación = costos fijos / (365 x 24 x f planta)
[U.S.S /h.generación]
TABLA 8: DATOS Y RESULTADOS DEL SISTEMA EJEMPLO: b)USANDOCOSTOS FIJOS DADOS
PROYECTO
NOMBRE
AGOYANH
PAUTE AB
PAUTE C
CUENCA/MONAY+ELDESCANSOPUCARÁ
POT.INS
MW
156
500
575
18+8,98
69,2
POT.MAX.POT.CAR.
MW
137
384
384
58
ENE.ANU.
ENER.FIR
GWH/ANO
702
1150,5
1150,5
209
COSTOVARIABLE
US$
0
COSTOSFIJOS
U.S.$
3900000
61626199
70870129
4725508
943000
CMEU.S.VMWh
0,57
0,56
0,55
6,15
0,55
COSTOU.S.$/h
761,11
1406,99
1618,04
539,44
538,24x2
TIPO
HID.PASOHID.REGHID.REGVapor.DieseJ
HID.PASO
PACTOR DEPLANTA
0,58
0,34
0,34
0,80
0,41
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
121
CAPITULO 3: COSTO DEL kW INSTALADO
SR-HIDRO
ECUAPOWERSEECUAPOWERSDMÁCHALAT/EMELOROMÉXICO E
MANTAT/EMELMANAB!ELECTROQUIL32UNID.ELECTROQUITO
ELECTROQUIL2 2U.
STA.ROSA3U.
G.ZEVA4
TINAJERO2U.MILAGRO/EMELOROTGD2 60
EECUATG/EMELECGUANGOPOLOT/INECELGUANGOPOLOH/EEQSATRINÍTARIA1PASCUALES/INECEL
ESMÉRALOASSR
170,9
34
48x2
23,7
14,4
34,4
70,4
24
70,4
44,1
20
74
1,53
108
70,4
29,5
15,27
120
91,5
120
101,4
67
34
48x2
11,9
14,1
69
23,5
69
43,2
19,6
105,8
69
22,6
111,2
89,7
114
97,3
541
242,26
684,04
42
205,5
103
205,5
128,7
103
741,7
483,5
118,6
- 827,6
628,4
798,9
341,1
0
2564123,1
7239876,9
456000
2474000
1294000
2596000
1907000
1741000
17385000
12568000
3436000
24432000
18685000
23767000
10437000
2928000
4253509
12009906
2084654
2730000
6026227
7603000
610
6532683x2
3480000
1970000
8905308
268611
10781000
227000
9070000
1 978504
27728000
6979000
2.774.550
7607000
0,00
1,64
1,64
6,24
2,87
6,06
1,64
1,98
1,64
2,11
2,45
1,79
6,24
23,44
25,99
2,91
0,60
2,87
1,79
2,68
2,68
334,25
485,56
685,50
237,97
311,64
687,92
433,96x2
69,66
745,74x2
132,4x3
224,88
508,29x2
30,66
1230,71
25,91
1035,39
225,86
3165,30
796,69
316,73
868,38
HID.PASOVapor.DieselVapor.DieselVapor,Diesel
Comb.Int.Vapor.Diesel
GasCicloSimpl.GasCicloSimpl.GasCicloSimpl.GasCicloSimpl.GasCicloSimpl.Vapor.DieselVapor.DieselGasCicloSimpl.GasCicloSimpl.Comb.Int.
HID.PASO
Vapor.DieselGasCicloSimpl.Vapor.DieselVapor.
0,92
0,81
0,81
0,00
0,34
0,80
0,34
0,50
0,34
0,34
0,60
0,80
0,80
0,80
0,80
0,60
0,80
0,85
0,80
0,80
0,40
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
122
ACOSTÓ DEL kW INSTALADO
DIESEL1G.ZEVA2 Y3
AMBATO T
AMBATO H
RIOBAMBATLOJA/ERSURCUMBAYAEEQSAG.HERNANDESEEQSANAYONEEQSASRBUNKER1EMELECV1EMELEC GxSU.1
120
10,2
3
3,6
7,2
40
32,4
30
63
30
30
114
7,48
2,88
59,2
28,5
28,5
798,9
207,5
199,7
199,7
25376000
6640000
6607000
6842000
25130000
1310354
373156
210217
932890
5182721
5675865
3887041
3178000
8.990.000
6241505,6x5
2,87
6,24
0,61
6,24
0,61
0,60
6,06
0,60
3,20
3,38
1,79
1434,36
149,58
42,60
23,99
106,49
591 ,63
647,93
443,73
362,79
1026,26
712,5x5
DieselVapor.DieselVapor.DieselHID.PASOVapor.DieselH1D.PASOHID.PASOComb.Int.
HID.PASOVapor.DieselVapor.DieselVapor.Diesel
0,80
0,00
0,00
0,80
0,80
0,80
0,80
0,80
0,40
0,80
0,80
Un factor de planta promedio de 0.8 fue tomado para pequeñas centrales hidroeléctricas
de pasada.
La siguiente tabla muestra los resultados del cálculo anterior para cada Unidad de las
anteriores centrales:
TABLA 9: DATOS Y RESULTADOS POR UNIDADES DE GENERACIÓN DEL
SISTEMA EJEMPLO: UTILIZANDO COSTOS FIJOS DADOS
UNIDADINCREMENTAL
AGOYAN 1
AGOYAN 2
TIPO
HID.PASOHID.PA
US$/ARRANQUE
0
0
TCONEX
0
0
CME
MIN
U,S.$/MWh
0,57
0,57
MAX
U.S.$/MWh
0,57
0,57
COSTO DEL kW INSTALADOPOR H DEGENERACIÓNMIN
U.S.$/h
656,13
656,13
MAX
U.S.$/h
721,74
721,74
FACTORDEPLANTA
0,58
0,58EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
123
APÍTULO 3: COSTO DEL kW INSTALADO
AMBATO H+T
C.T. ESMERALDAS
C.T. SANTOS 1
C.T, SANTOS 2
C.T. SANTOS 3
C.T. SANTOS 5
C.T. SANTOS 6
C.T. SANTOS V
C.T. TINAJERO 1
C.T. TINAJERO 2
CUENCA T
E.QUlL-2 1
E.QUIL-2 2
E.QUIL-3 1
E.QUlL-3 2
E.QUITO
ESMERALDAS"!ESMERALDAS2G.SANTA ROSA 1
G.SANTA ROSA 2
G.SANTA ROSA 3
SOHID.PASOVapor.Diese!GasCicloSimp!
GasCicloSimpl
GasCicloSimpl
GasCicloSimpl
GasCicloSimpl
Vapor.DieselVapor.DieselVapor.DieselVapor.DieselVapor.DieselGasCicloSimpl
GasCicoSimpl
GasCic;oSimpl
GasCicloSimpl
TIPOTIPOGasCicloSimpl
GasCicloSimpl
GasCicloSimpl
0
1250
250
250
250
250
250
1250
250
250
125
250
250
250
250
250
250250250
250
250
0
6
2
2
2
2
2
6
2
2
2
2
2
2
2
2
1,5
1,52
2
2
0,61
2,68
1,79
1,79
1,79
1,79
1,79
3,38
1,69
1,69
6,15
1,64
1,64
1,64
1,64
1,98
1,641,642,11
2,11
2,11
SI(Pg<3;0,6;6,24)
2,68
1,79
1,79
1,79
1,79
1,79
3,38
1,79
1,79
6,15
1,69
1,69
1,69
1,69
1,98
1,691,69
2,11
2,11
2,11
240,21
339,75
890,63
890,63
890,63
890,63
890,63
1059,81
635,36
635,36
674,34
2193,35
2193,35
1276,35
1276,35
139,32
971,12971,12359,79
359,79
359,79
264,23
373,73
979,69
979,69
979,69
979,69
979,69
1165,79
698,90
698,90
741,77
2412,69
2412,69
1403,99
1403,99
153,25
1068,231068,23395,77
395,77
395,77
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,8
0,34
0,34
0,34
- 0,34
0,5
0,50,5
0,34
0,34
0,34
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
124
CAPITULO 3: COSTO DEL kW INSTALADO
GUANGOPOLOD/INECEL1 BARRA H
LOJAH
MÁCHALAMEXICO/INECEL
MÁCHALA T
MANTAT/EMELMANABIP.V.G./EMÉLEC
PAUTE AB 1
PAUTE AB 2
PAUTE AB 3
PAUTE AB 4
PAUTEAB5
PAUTE C 1
PAUTE C 2
PAUTE C 3
PAUTE C 4
PAUTE C 5
PUCARÁ 1
PUCARÁ 2
RIOBAMBA
S.ELENA T
SALITRAL 1 G.Z.
SALITRAL 2 G.Z.
SALITRAL 3G.Z.GAS
TRINITARIA 1
Comb.lnt.HID.PASOHID.PASOGasCícíoSimpl
Vapor.DieselVapor.DieselVapor.DieselHID.REGHID.REGHÍD.REGHID.REGHID.REGHID.REGHID.REGHID.REGHID.REGHID.REGHID.PASOHID.PASOHID.PASOVapor.DieselVapor.DieselVapor.DieselGasCicÍoSimpl
GasCícÍoSimpl
250
0
0
125
250
250
250
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
125
1250
1250
250
1250
2
0
0
1
2
6
6
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
6
6
6
1
1
2,91
0,61
0,61
2,87
6,24
6,06
6,06
0,56
0,56
0,56
0,56
0,56
0,55
0,55
0,55
0,55
0,55
0,55
0,55
0,55
2,87
2,87
2,87
2,45
2,68
2,91
0,61
0,61
2,87
6,24
6,24
6,24
0,56
0,56
0,56
0,56
0,56
0,55
0,55
0,55
0,55
0,55
0,55
0,55
0,55
2,87
2,87
2,87
2,45
2,68
1166,14
260,69
133,13
456,47
699,91
859,90
502,05
4138,21
4138,21
4138,21
4138,21
4138,21
4758,94
4758,94
4758,94
4758,94
4758,94
1312,78
1312,78
219,75
323,33
1792,95
1792,95
374,80
2434,59
1282,75
286,76
146,44
502,12
769,90
945,89
552,25
4552,03
4552,03
4552,03
4552,03
4552,03
5234,84
5234,84
5234,84
5234,84
5234,84
1444,06
1444,06
241,73
355,66
1972,25
1972,25
412,28
2678,05
0,6
0,8
0,8
0,34
0,34
0,8
0,8
0,34
0,34
0,34
0,34
0,34
0,34
0,34
0,34
0,34
0,34
0,41
0,41
0,8
0,8
0,8
0,8
0,6
0,85
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
125
CAPITULO 3: COSTO DEL kW INSTALADO
VERGELG/PASCUALESVICENTINACUMBAYAVICENTINAGUANGOPOLOVICENTINAHERNÁNDEZVICENTINA NAYON
Vapor.DieselHiD.PASOHID.PASOComb.lnt.HID.PASO
250
0
0
125
0
- 6
0
0
1
0
1,79
0,6
0,6
6,06
0,6
1,79
0,6
0,6
6,06
0,6
1991,75
739,54
282,32
702,40
554,63
2190,93
813,50
310,55
772,64
610,09
0,4
0,8
0,8
0,8
0,8
Para este ejemplo se ha tomado el mismo factor de planta de la central de generación
para cada una de las unidades, lo que en la realidad no sucede, por ejemplo para la
central de Paute, las cinco unidades de la fase C no funcionan al mismo tiempo, es
decir, cada una tendrá un factor de planta diferente, lo que debe ser tomado en cuenta
especialmente si una compañía es propietaria de una unidad y otra de otra unidad.
El costo del kW instalado por hora de generación máximo en la tabla, corresponde al
costo del kW instalado por hora de generación calculado con la fórmula:
Costo por potencia instalada (U.S.S / h generación) = costos fijos / (365x24xf planta)
Más un 10% para el ejemplo, en la realidad este porcentaje debe ser calculado tomando
en cuenta el monto requerido para reinversión en la expansión del sistema, que
dependerá de la probabilidad de ocurrencia de un requerimiento de energía y potencia
eléctrica.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
126
CAPÍTULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
CAPITULO 4
COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN.
El costo del kWh en operación, se refiere aquí al costo de producción de energía, se
refiere también al costo marginal de corto plazo, esto es puesto que dicho costo no toma
en cuenta la adición de instalaciones de generación, sino solamente al costo de producir
energía eléctrica con las unidades existentes.
El costo marginal de corto plazo o de energía se lo define también como el costo en el
que se incurre para producir una unidad adicional de energía, o alternativamente el
ahorro obtenido al dejar de producir una unidad, considerando la demanda y el parque
de generación disponible.
En la metodología general empleada para el cálculo del costo marginal de los sistemas
eléctricos - primero se efectúa proyecciones de la demanda, como segundo paso, la
demanda se modela mediante curvas de duración anual, en el tercer paso se simula la
operación del sistema de manera que se satisfaga la demanda, al mínimo costo,
considerando los casos de disponibilidad de las unidades generadoras.
La utilización de curvas anuales de demanda en la metodología implica asumir que los
costos marginales de suministro de energía de un sistema están en función solamente de
la demanda y no del modelo en la que ésta se produce.EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN Í27~ERNESTO BEDÓN
CAPÍTULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
En la metodología para el cálculo del costo de energía se debe tomar en cuenta que los
programas de mantenimiento de las unidades de una central son estacionarios.
Finalmente en la metodología general para obtener el costo marginal de energía CMA5
se encuentra un "precio único" CMAj que resulta para cada situación de abastecimiento
analizado por su probabilidad de ocurrencia Pj como se indica a continuación:
E(CMA) = E CMAj PJ
Obteniéndose finalmente un costo marginal esperado, que como se observa depende de
la probabilidad de ocurrencia de eventos de disponibilidad de las centrales eléctricas.
Para la aplicación de esta metodología entonces, se debe conocer y utilizar herramientas
como:
Conocimiento del tipo de centrales y su probabilidad de disponibilidad.
Despacho económico hidrotérmico de las centrales, esto a fín de obtener un llenado
de la curva de duración de carga al mínimo costo.
EL COSTO DEL k\Vh DE GENERACIÓN 128ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
4.1 CARACTERÍSTICAS DE LAS UNIDADES GENERADORAS.
4.1.1 Definición De Términos Básicos.
En la determinación del funcionamiento económico de las plantas ten-nicas los
siguientes conceptos son necesarios:
Consumo de calor.- Se define como una cantidad de calor consumida por la máquina
para diferentes valores de potencia entregada. El consumo de calor se expresa en
unidades de cantidad de calor que pueden ser Btu, kcal o Joules por hora de trabajo.
La potencia de la máquina se expresa en MW. La curva de consumo de calor se puede
usar sin ningún cambio para expresar el consumo (o entrada) de la máquina no en calor
sino en volumen o peso de combustible o si se quiere en dinero. Se pasa de un
consumo a otro por medio de un factor constante de conversión una vez conocido el
tipo y costo del combustible utilizado. El tipo de combustible está definido por su
poder calorífico inferior y su densidad. Debido a que el poder calorífico inferior se mide
en kcal por unidad de peso del combustible, lo ideal sería trabajar siempre con peso y no
con volumen, con lo cual se obvia también el problema de la temperatura del
combustible.
La curva de consumo de calor es una curva cóncava en general creciente a medida que
la potencia aumenta. En la práctica esta curva presenta discontinuidades debidas
principalmente a la acción de las válvulas y las diferentes etapas de las turbinas. La
curva se extiende entre sus límites prácticos mínimo y máximo de la máquina. El punto
máximo puede corresponder o no a la potencia nominal de la máquina. El punto en que
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN Í29~ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
la curva cruza el eje vertical o sea el consumo de calor para potencia cero de entrega es
muy importante en la determinación de los costos totales de producción y por lo tanto se
tiene que conocer.
Consumo específico de calor.- Los valores del consumo específico de calor para
diferentes valores de potencia entregada se pueden obtener directamente de la curva de
consumo de calor, dividiendo el valor de entrada por el correspondiente valor de salida
en cada punto.
Hay que notar que las unidades en las que se mide el consumo específico de calor son
por lo general Btu5 kcal o Joules por kWh y no por MWh.
El consumo específico de calor en un punto cualquiera se puede interpretar también
como el valor de la tangente de'la recta del origen al punto en cuestión, en la curva del
consumo de calor; se observa que este valor es mínimo cuando esta recta es tangente a
la curva, .si esta existe antes del punto máximo.
A la curva se la.llama en ingles "Heat Rate".
El consumo específico de calor no es más que una forma de expresar el rendimiento de
una máquina, sin embargo la forma más común es la eficiencia.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 130ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
Eficiencia.- Se define como el cociente entre la salida y la entrada, o sea a la inversa del
consumo específico de calor, pero cuando ambas cantidades se expresan en las mismas
unidades.
Generalmente la eficiencia se expresa en porcentajes. La curva de eficiencia es convexa
creciente con respecto a la potencia de salida y tiene un máximo en el mismo punto en
que el consumo específico de calor es un mínimo, si existe dentro del rango de
operación de la máquina.
Consumo incrementa! de calor.- a diferencia del consumo específico de calor que se
obtiene al dividir el consumo de calor en un punto entre la potencia entregada en el
mismo punto, el consumo incremental de calor es el cociente de un incremento
diferencial de consumo de calor entre el incremento correspondiente de la potencia
entregada, en un punto cualquiera de operación. También se podría expresar como el
consumo de calor necesario para incrementar una unidad de potencia de entrega de la
máquina. Geométricamente el consumo incremental de calor se puede interpretar como
el valor de la tangente de la curva de consumo de calor en el punto en cuestión.
La curva de consumo incremental tiene una forma similar al del consumo del calor,
cóncava creciente con la potencia entregada. Hay que notar que debido al proceso de
derivación para encontrar la tangente, la información sobre el consumo de calor a
potencia cero desaparece en el consumo incremental de calor de tal forma que no toda la
información es recuperable de la curva de consumo incremental.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN ÍJTERNESTO BEDÓN
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
4.1.2 Unidades De Vapor.
Las centrales equipadas con turbinas a vapor son las que requieren de un mayor costo
de inversión así como también son las que necesitan un mayor tiempo para su
instalación; pero al mismo tiempo este tipo de máquinas son las que ofrecen mejores
condiciones de trabajo con factores de planta elevados, para operar como centrales de
base y media base, funcionando favorablemente a cargas parciales, entendiéndose aquí
la base y curva de duración de carga donde la demanda es sostenida durante el mayor
intervalo de tiempo, esto se explica gráficamente en la figura 6:
MW
D3
D2
DI
CENTRALES DE PUNTA
CENTRALES DE MEDIA BASE
CENTRALES DE BASE
Hl H2 H3
FIGURA 6: LLENADO DE LA CURVA DE DURACIÓN DE CARGA
Un aspecto de importancia en este tipo de máquinas es que permite el empleo de los
combustibles más baratos como el petróleo residual y el carbón lo cual implica un bajo
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
132
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
costo de combustible por kWh generado. Asimismo las variaciones del consumo
específico de calor respecto a la carga no son notorias, así como tampoco tienen mayor
incidencia las condiciones ambientales.
Las centrales de vapor presentan muchas variantes que inciden decisivamente en sus
características técnicas y económicas, tales como:
- Tipo de combustible: gas, carbón, lignito.
- Tipo de ciclo termodinámico: simple, regeneratívo, con calentamiento intermedio.
Disponibilidad de una fuente fría: circuito de refrigeración abierto, cerrado o mixto.
Otros usos: calor industrial, calefacción, desalinización de agua de mar, etc.
Estas centrales varían entre tamaños menos de 1MW, hasta plantas formadas por
unidades de 1500MW cada una; son unidades que prácticamente han alcanzado su
madurez técnica.
Analizando el problema asociado con la operación económica de sistemas de potencia
hay muchos parámetros de interés, fundamentalmente, el conjunto de características
entrada - salida de unidades de generación térmica.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 133ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
ESQUEMA DE UNA CENTRAL DE VAPOR
VAPOR
COMBUSTIBLEGENERADOR A U\A
TRANSFORMADOR
AGUA FRÍA
AIREREFRIGERACIÓN
CONDENSADOR^™ CALIENTE
BOMBA
FIGURA 10: ESQUEMA DE UNA CENTRAL DE VAPOR
El esquema contiene todos los elementos característicos de una central de vapor.
Funcionamiento de la central de vapor:
El combustible y el aire ingresan al generador de vapor o caldera, produciendo el
vapor a presión y temperatura adecuadas. Este vapor se lleva a la turbina en donde se
expande y al hacerlo entrega su energía en forma de movimiento rotatorio a un eje, que
a su vez impulsa al alternador, que produce las corrientes trifásicas que el
transformador se encarga de acondicionar para su ingreso a la red o lineas de
transmisión. El vapor, una vez que entregó su energía en la parte rodante de la turbina,
sale a baja presión y temperatura, e ingresa al condensador, en donde se transforma en
agua mediante el enfriamiento que proporciona una abundante cantidad de agua de
refrigeración proveniente de una instalación adecuada para este fin. El condensador
extrae al vapor, una cierta cantidad de calor que se traslada al agua de refrigeración, y
ésta hace de vehículo del calor para retirarla del circuito térmico. Una vez lograda elEL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
134
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
agua a la salida del condensador, una bomba se encarga de inyectarla otra vez a la
caldera para volverla a vaporizarla y repetir el ciclo. La bomba de alimentación de
caldera, por el caudal y temperatura a la que trabaja, es de características adecuadas.
Una turbina típica a vapor puede requerir de 2 a 6% de la salida bruta de la unidad para
los requerimientos auxiliares de potencia necesaria para manejar las bombas de
alimentación de la caldera, el ventilador, etc.
Costo de combustible:
Al definir las características de la unidad se habla acerca de la entrada bruta contra la
salida neta. Esto es, la entrada bruta a la planta representa la entrada total de
combustible medida en MBtu/h, o costo del combustible expresada en unidades
monetarias por hora. La salida neta de la planta es la potencia eléctrica de salida
disponible para la empresa de servicio eléctrico.
En la definición de las características de las turbinas a vapor serán usados los siguientes
términos:
H = entrada o consumo de combustible de la unidad en Btu por hora o MBtu/h.
F = Costo de combustible, que se obtiene multiplicando H por el costo unitario de
combustible.
La salida de la unidad de generación será designada por P, MW netos entregados por
unidad.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 135"ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
La curva entrada salida puede ser obtenida por cálculos de diseño o por las pruebas de
consumo específico. Experímentalmente se determina manteniendo la generación de la
unidad por un valor fíjo determinado y midiendo el consumo de combustible por hora,
correspondiente a esa generación. La medición del consumo de combustible se repite
para distintos valores de la generación y se obtienen así una serie de puntos que
permiten trazar la curva de consumo contra generación. Esta curva puede ser ajustada a
una ecuación no lineal. También se puede usar una serie de segmentos de línea recta.
Las turbinas de vapor convencionales tienen entre 30% y 35% de eficiencia, de tal
forma que el rango de su consumo neto de calor está aproximadamente entre
1 1400Btu/kWh y 98ÜOBtu/kWh (un kWh equivale aproximadamente a 3412Btu).
Costo de arranque:
La duración del arranque es variable en las unidades con turbina de vapor, pero es un
factor importante a tomar en consideración en la elección del ciclo combinado, ya que
no solo se deben tomar en consideración características constructivas, sino también las
condiciones de operación y en particular el arranque cuyo tiempo puede ser variable
para un mismo grupo, según las condiciones que se presenten variando los llamados
arranques en frío y en caliente. Como una idea de los tiempos que pueden tomar a
continuación se da los siguientes datos para una unidad de 250MW que usa combustible
petróleo.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 136~ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
Para un arranque en frío:
• Considerando que el acoplamiento a la red se hace en un tiempo cero
• El encendido se hace en -5.5 horas.
• El arranque de la turbma en -1.5 horas.
-Para un arranque después de una parada de fin de semana (hasta de 48 horas):
• Considerando que el acoplamiento a la red se hace en un tiempo cero (0).
• El encendido se hace en —2.5 horas.
• El arranque de la turbina en-1.0 hora.
Para un arranque después de una parada de toda una noche (hasta de 8 horas):
• Considerando que el acoplamiento a la red se hace en un tiempo cero (0).
« E l encendido se hace en—1.5 horas.
• El arranque de la turbina en -0.5 horas.
Con relación a la absorción o toma de carga por la unidad generadora se pueden dar los
datos siguientes como cantidades indicadoras:
• Si la unidad está en vacío el índice normal de toma de carga es de 1 .TMW/minuto.
• Para arranques en caliente el índice es del orden de 3.0 MW/minuto.
Los costos de arranque incluyen el costo de poner a la unidad en línea. Los costos
.típicos para el arranque que son incluidos son los costos de combustible, costos deEL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 137~ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
mantenimiento y energía que requiere la turbina. Los costos de arranque son usualmente
considerados en función del número de horas que la unidad ha estado apagada antes de
volver a arrancar. Los costos de arranque están descritos por la siguiente ecuación:
__£<.ST., = TS¡-F¡ + (l-e ^'^-BSi-Fi+MS,Donde:
TSi = energía de arranque de la turbina (MBtu).
DJ = Número de horas en que la unidad ha estado apagada.
ASi - Constante de tiempo térmico.
BS¡ = energía de arranque de la caldera (MBtu).
MS¡ = Costo de mantenimiento en el arranque.
F¡ = Costo de combustible (unidad monetaria/MBtu).
Costo de mantenimiento:
El costo de mantenimiento es generalmente representado en la siguiente forma:
MQ= BMi + Mli PÍ
Donde:
BMj es el costo base de mantenimiento.
MI; es el costo incrementa! de mantenimiento.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 138ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
4.1.3.- Unidades a Gas.
Si bien competitivamente hablando, el motor diesel tiene un mayor rendimiento
termodinámico, no es menos cierto que las ventajas de las turbinas a gas son evidentes.
Por una parte, la rápida puesta en marcha las hace muy convenientes para atender
cargas de rápida aparición. Por otra parte, las instalaciones necesarias como son obras
civiles y auxiliares, son sumamente reducidas, lo que permite una implementación en
tiempo muy breve. Súmese a esto que el progreso en potencias y rendimientos ha
permitido alcanzar niveles que permiten competir en varios casos de aplicación.
Funcionamiento de las centrales a gas.
FIGURA 11: ESQUEMA DE UNA CENTRAL CON TURBINA A GAS DE
CICLO ABIERTO
ESQUEMA DE UNA CENTRAL COH TURBINA A GAS DE CICLO ABIERTO
COMPRESOR
U AIRE
COMBUSTIBLE
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
139
CAPITULO 4: COSTO DELkWh EN OPERACIÓN
El aire penetra a un compresor que se encarga de llevarlo a la presión necesaria para
entregarlo al combustor o quemador, en donde se produce la expansión. Con estos gases
se alimenta la turbina propiamente dicha. Es de notar que la turbina acciona al
compresor del cual se sirve, y la energía restante es aprovechable en el eje para
accionar el alternador. El fluido es totalmente expulsado a la salida de la turbina, con
apreciable pérdida de calor residual.
Turbina de ciclo abierto.
Las turbinas a gas del ciclo abierto tienen un rendimiento aproximado del 25%, con
temperaturas de entrada a la primera fila de paletas de la turbina de alrededor de 750C.
Cuando existe algún sistema de recuperación de calor de escape, el rendimiento puede
elevarse al 30% y aún más. Es muy corriente en las turbinas de ciclo abierto que la
velocidad del eje de giro que impulsa al compresor y al alternador simultáneamente
sea superior a 3000rpm, por lo que es menester un reductor de velocidad a fín de
acondicionar esa velocidad a la requerida por el alternador con el menor número de
polos y frecuencia de 60Hz.
Turbina a gas de ciclo cerrado.
El fluido operante recibe calor del exterior por medio de un intercambiador colocado en
el trayecto desde el compresor a la turbina. A la salida de esta y antes de reingresar el
fluido operante al compresor, éste es refrigerado por medio de otro intercambiador de
calor o radiador. La presencia precisamente de este último componente, obliga a estas
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 140~ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
instalaciones a disponer de abundante cantidad de agua de refrigeración; y se puede
agregar que el uso de un fluido en circuito cerrado permite la utilización de energía
atómica como fuente de calor.
FIGURA 12: ESQUEMA DE UNA CENTRAL CON TURBINA A GAS DE
CICLO CERRADO
ESQUEMA DE UNA CENTRAL CON TURBINA A GAS DE CICLO CERRADO
FLUIDO CALEFACTOR
V . A
A VFLUIDO REFRIGERANTE
EL COSTO DELkWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
141
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
4.1.4 Centrales De Ciclo Combinado.
Muchas de la empresas mundiales y autoproductores están volviendo a la tecnología del
ciclo combinado para nuevas instalaciones. Una central de ciclo combinado gas — vapor,
no es más que una central resultante de la superposición de plantas a vapor y a gas que
se apoyan mutuamente para aprovechar las ventajas inherentes a cada una de ellas.
En una turbina a gas convencional de ciclo abierto los gases de escape salen a una
temperatura del orden de los 500 a 550C, conteniendo así en estas condiciones una
energía remanente equivalente aproximadamente al 70% de la energía inicial del
combustible, que normalmente es desperdiciada en el ambiente.
En un ciclo combinado estos gases se aprovechan en un caldero recuperador de calor
que genera vapor que introducido a una turbina a vapor es capaz de generar una
potencia adicional comprendida entre 40 y 60% de la potencia correspondiente a la
turbina a gas, sin consumo adicional de combustible (ciclo sin combustión en el
caldero).
Las ventajas del ciclo combinado sobre las plantas a vapor son en primer lugar, su bajo
costo específico de inversión, su alta eficiencia térmica, bajo impacto ambiental, precio
favorable de gas natural y corto periodo de construcción.
Otro beneficio de la tecnología de ciclo combinado es que puede ser construido en
fases. La primera fase podría ser la instalación de una turbina a gas para operación de
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 142*ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
ciclo simple. Si se requiere de una mayor capacidad adicional, se puede adicionar una
turbina a vapor con una recuperación de calor.
El grado de utilización del combustible resulta del hecho que las unidades de ciclo
combinado aprovechan las ventajas de la turbina a gas y de la turbina a vapor.
Actualmente la eficiencia de estas plantas varia entre 40 y 60% aproximadamente.
Es de hacer notar también que la potencia de la central varía con las condiciones de
presión y temperatura del medio ambiente. Asimismo el consumo específico de calor
varía con la temperatura ambiente.
Por otro lado la variación del consumo específico de calor a carga parcial depende del
número de turbinas.
En cuanto al problema ambiental en centrales a gas de ciclo abierto o de ciclo
combinado se requieren estudios que demuestren el grado de emisión de
contaminantes. La producción de NOx aumenta cuando se incrementa la temperatura de
combustión. Un método práctico es controlar la temperatura de combustión alrededor de
1800K. En general el equipamiento de última generación tiene emisión de
contaminantes por debajo de los límites admisibles.
En lo que se refiere a combustibles, una termoeléctrica de ciclo combinado con gas
natural y de gran capacidad, alcanza la más alta eficiencia térmica en el uso de
combustible y tiene menor dimensión que una equivalente de carbón mineral.
EL COSTO DELk\/h DE GENERACIÓN ^fERNESTO BEDÓN
CAPITULO 4: COSTO DELkWh EN OPERACIÓN
4.1.5 Centrales Hidroeléctricas.
La energía hidráulica es una de las tantas formas de la energía utilizadas por el hombre
y constituye uno de los recursos primarios de energía con los cuales cuenta la
humanidad. Tiene como característica fundamental, la de ser de naturaleza renovable
Las plantas se construyen actualmente en muy diversas gamas de potencia desde las
más pequeñas, hasta las de mayor tamaño conocido.
Funcionamiento de centrales hidoeléctrícas.
Un sistema de captación de agua provoca un desnivel que origina energía potencial
acumulada. El paso del agua por la turbina permite desarrollar en la misma un
movimiento giratorio que acciona el alternador. El aprovechamiento de un curso de
agua para producir energía eléctrica implica necesariamente adecuar la solución a las
características del mismo. Por esta causa los esquemas típicos de las centrales
corresponden a características como el caudal del río, las condiciones geológicas, o la
configuración topográfica del lugar de emplazamiento.
Las centrales hidroeléctricas tienen características de entrada - salida similares a las
unidades con turbinas de vapor. La entrada es en términos de caudal, la salida en
términos de potencia eléctrica.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 144ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
FIGURA 13: CURVA ENTRADA - SALIDA DE UNA UNIDAD
HIDROELÉCTRICA
CURSA Í)E ESTRABA 5AUBA D€ ÍÍHA UNiDAD HIDROELÉCTRICA
ENTRADA QALTURA NETA
SALIDA P (MW)
La figura muestra una curva típica de entrada salida para una planta hidroeléctrica
donde la altura neta hidráulica es constante. Estas características muestran una curva
casi lineal de requerimientos de caudal desde la potencia mínima hasta Ja potencia
nominal. Por encima de este punto los requerimientos de caudal se incrementan a
medida que la eficiencia de la unidad disminuye.
La figura muestra características de variación incrementa! del agua. La potencia de una
planta hidroeléctrica es una función no lineal de la altura efectiva del reservorio, caudal
turbinado y eficiencia de generación.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
145
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
4.1.6 Datos Típicos De Unidades Térmicas.
TABLA 10: DATOS TÍPICOS DE UNIDADES TÉRMICAS
MODELO
GT35
GT10
GT8C
GT11N
GT13D
GT11N2
GT13E2
GT24
GT26
CAPACIDAD
rso DE
CARGA DE
BASE (MW)
16.9
24.6
52:8
83.8
97.9
109.2 •
164.3
165
240
CONSUMO
ESPECÍFICO DE
CALOR BRUTO
(Btu/k\Vh)
1066.3
9977
9920.
10371
10564
9975
9560
9099
9029
EFICIENCIA
ELÉCTRICA
BRUTA (%)
32.0
34.2
34.4
32.9
32.3
34.2
35.7
37
37.8
FRECXJE
NCIA
"(Hz)
50/60
50/60
50/60
30 . .
-50
60
50
60
50
EMISIÓN
DE NOx
(PPm)
25
25
25
15
25
15
<25
<25
<25.
Fuente ABB Power Generatíon 1994 (U = 9.478 x KT4).
TABLA 11: DATOS DE TURBINAS DE GAS DE DIFERENTESCOMPAÑÍAS CONSTRUCTORAS.
Modelo detrubina
GE Frame 6W251 B 12
CapacidadISO desalida (MW)
38.349.1
Consumo Específicode Calor para Ciclo 'Simple Btu/kWh
1086010450
Frecuencia Hz
50/6050/60
Emisión de Nox (ppm)
Gas Natural
45/25/2542/25/9-25
CombustibleDiesel N°2
42/42/6565
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
146
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
Siemens V64.3GE Frame 7EASiemens V84.2W 501 D5GE Frame 9EABB GT13ESiemens V84.3Siemens V94.2GE frame 7FAW501FGE9FA
60.583.5106.7109.8123.4147.9152
153.6159
161.3226.5
9705104801022010040101009860945010065950094509570
50/606060605050
6050
60
6050
2525/25/9
9
25/25/9-2542/42/9-25
42/25259
9-25/25/925/25/9-1525/25/9-25
4242/42/42
4242
65/65/42-6560/42
4242
42/42/4242
42/42/42
GEWABBSiemens
General eléctric Co.Westinghouse Electric Corp.
ASEA Brown BoveriSiemens Power Corp.
Sacado de Black & Veatch (Publicado en Power Engineering International, Mayo/Junio 1995)
TABLA 12: DATOS DE COMPORTAMIENTO DE TURBINAS DE CICLOCOMBINADO
Modelo dePlanta deCicloCombinado
KA35-1KA10-1KA35-2KA8C-1KA8C-2KA8C-3KA1 1 N-2KASC^KA1 1 N2-3KA11N-4KA1 1 N2-4KA26-2KA13E2-4
Tipo deTurbinade Gas
351035
8C8C8C
11N8C
11N211N11N226
"I3E2
Frecuencía(Hz)
50/6050/6050/6050/6050/6050/60
60
50/60606060
5050
Potenciade Salidade laTurbinaaGas(MW)
16.623.633.151.2
102.4153.5160.5204.7316.6320.9422,1464.4636.3
Potencia desalida de laturbina aVapor(MW)
6.211.912.626.553.881.792.1
109.7178.4185.4237.9259.2347.2
SalidaTotal(MW)
22.835.545.777.7
156.2235.2252.6314.4
495506.3
660
723.6983.5
ConsumoEspecíficode CalorReferido aLHV(Btu/kWh)
7880675578806640660065756770656065006755650058956285
EficienciaBruta de laPlantaReferida aLHV (%)
43.350.343.351.451.751.9
- 50.452
52.550.552.557.954.3
EficienciaNeta de laPlantaReferida aLHV (%)
42.850
42.850.650.951.149.651.251.749.851.756.953.4
Fuente: ABB Power Generation (LHV lower Heating Valué)
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
147
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
TABLA 13: DATOS DE FUNCIONAMIENTO DE TURBINAS DE CICLO
COMBINADO
Modelo deTurbinaGEframeABB 11NGE Frame 7EAW501 D5GE Frame 9EGE Frame 7FAGE Frame 9FA
Capacidad deSalida Neta (MW)
657.01119.57122.76154.74180.49227.49325.86
Consumo Espicífico de Calor Neto (Btu/kWh) para LHV
7262719971236997686264996508
Sacado de Black & Veatch (Publicado en Power Engineering International, Mayo/Junio 1995)
TABLA 14: DATOS CARACTERÍSTICOS DE DIFERENTES PLANTAS DEPOTENCIA
Tipo de Planta
Hidroeléctrica
Nuclear
Vapor conDesulfuraciónVapor sinDesulfurización
Turbina a gas
CicloCombinado
Cogeneraciónde Vapor conFGD
CogeneraciónCicloCombinado
InversiónEspecífica(USD/kW)
2000-3000
2600-3500
1300-2000
1000-1600
390-650
600-1000
1400-2000
630-1100
Tiempo deConstrucción(años)
'3-5
'6-8
'4-6
'3-5
'1-2
'2-3
'2-4
'2-4
Eficiencia (%)
80
30-40
37
40
28-35
45-52
70-85
70-85
Combustible
Agua
Uranio
Carbón
Carbón
Gas Natural,CombustibleLíquidoGas Natural,CombustibleLíquidoCarbónBiomasa,Gas Natural,CombustibleLíquidoCarbónBiomasa,Gas Natural,CombustibleLíquido
Utilizadapara:
Carga Baseo PuntaCarga Baseo PuntaDe Media aCarga BaseDe CargaMedia aCarga BaseCarga dePunta
De CargaMedia aCarga BaseCarga Base
Carga Base
Tiempo desde elarranque en fríobasta plena carga(Horas)
1/10-1/4
30-50
"5-8
'5-8
1 / 4
1/2-5/2
'5-8
1/2-5/2
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
148
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
4.1.7 Unidades Existentes En El Sistema Eléctrico Ecuatoriano.
TABLA 15: DATOS DE UNIDADES EXISTENTES EN EL SISTEMAELÉCTRICO ECUATORIANO
Características operacionalesNOMBRE p
EFECTIVA(MWJ
PMEDIA(MW)
MIN.TIEMPORETIRODELÍNEA h
MIN.TIEMPOPUESTAENLÍNEA h
heat rate(Btu/kWh)
PorcentajedeMantenimíento por Año
Porcentajede salidaForzada
C.de Arranque($/arranque)
C. TérmicasBATON LLIGUABOLÍVARELDESCANSOMONAYG.HERNANDEZLULUNCOTOCATAMAYOA.SANTOS.G.A.SANTOS.V.TINAJEROGUAYAQUIL G.GUAYAQUIL V.ELECTROQUIL1ELECTROQUIL2ELECTROQUIL3ELECTROQUITOECUAPOWERSE.ECUAPOWERSD.MIRAFLORESNORTEEL CAMBIOMÁCHALAEMELSADLIBERTADPLAYAS 1LIBERTADPLAYAS 2PROPICIABANLORENZOESMERALDASG.ZEVALLOS.G
7.5
1.5189
5.48.4
14.52130
37
L 13
10
85.2
97.6
70
34
96
34
122
11.411.9
617.3
6.6
14
12520
0.5
0.5
0.50.5
0.5
0.50.50.6
0.5
0.60.60.50.6
0.6
0.6
0.6
0.6
0.6
0.50.50.5
0.50.50.5
0.5
0.5
0.50.6
1
1
1
1
1
1
1
22
222
2
2
2
2
2
2
1
11
111
1
1
22
1
1
1
1
1
1
1
2
6
226
2
2
2
2
2
2
1
11
111
1
1
6
2
11.85411.64537.42312.6088.241
10.66811.854
15.4113.27
10.66812.60817.16615.241
10.273
10.273
15.075
13.869
13.869
11.85413.01712.79411.85411.85411.854
12.794
11.854
9.64516.413
10
10
1010
1210108
1788
178
8
8
8
8
8
101010
10
1010
10
10
178
44
4464
435
3335
3
3
3
3
3
3
4
44
444
4
4
53
125
125
125
125
125
125125250
1250250250
1250250
250
250
250
250
250
125125125
125125125
125
125
1250250
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
149
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
G.ZEVALLOS.VGUANGOPOLOMÉXICOPASCUALESSANTA ROSATRINITARIAMILAGRORIOBAMBA
12529.5
992.3
45120
9.22.4
0.5
0.60.6
0.6
0.60.50.50.5
222
2
21
• 11
622
2
2111
10.7778.54
26.56911.55814.8979.979
12.60812.06
17128
178
1788
563
5
3533
1250250250
250250
1250250250
HIDRÁULICASNORTE HCUMBAYANAYONGUANGOPOLOHPASOCHOACOTOPAXIAMBATOAU\O.NIZ.GUADBOLÍVARSAUCAY.SAYMIRINSUR
PISA YAMBO 1,2PAUTE A, BPAUTE CAGOYAN 1,2
13.81015
15.3
6.310.8
2,9
11
1.2
38.4
2.435
100
11578
N/A
N/AN/A
N/A
N/AN/A
N/AN/A
N/AN/A
N/AN/A
N/AN/A
N/A
N/AN/AN/A
N/A
N/A
N/AN/AN/A
N/A
N/A
N/AN/AN/A
N/A
N/A
N/AN/AN/A
N/A
N/AN/A
N/AN/A
N/AN/A
N/AN/A
N/A
N/AN/A
N/A
N/AN/A
N/A
N/A
N/AN/AN/A
N/AN/A
N/AN/A
N/A
N/AN/A
10
1010
10
10
101010
1010
108.9
9.7
9.711.4
0.30.30.3
0.3
0.30.3
0.30.3
0.3
0.3
0.30
0.7
0.70.1
N/AN/A
N/AN/A
N/AN/A
N/AN/A
N/A
N/A
N/AN/A
N/AN/AN/A
FUENTE: CONAM, Unidad de coordinación BIRF - PERTAL, Draft Report, Produce 12: Expansión
Plan - Existing and Planned Unit Base Case Modeling Asumptions, Diciembre 10,1997.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
150
CAPITULO 4; COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
4.2 DESPACHO HIDROTERM1CO.
En el análisis económico de un Sistema Eléctrico de Potencia se observa que este
depende de una serie de factores que puedan ser clasificados en tres categorías
principales: de proyecto, de mantenimiento y de operación.
La potencia eléctrica de origen hidroeléctrico es barato si el costo de la transmisión es
bajo. El costo de transportar la energía de una forma u otra depende si la demanda es
continua o intermitente, de la distancia considerada y del costo y facilidades de
almacenamiento.
Si se prescinde de los gastos fijos el costo del kWh producido en centrales térmicas
tienen un valor muy apreciable.
L a operación óptima de un sistema hidrotérmico como es el ecuatoriano, comprende el
predespacho de unidades de producción en cada intervalo de tiempo tal que el costo de
producción total sea minimizado mientras se cumplan restricciones físicas,
operacionales y legales. Dentro de estas restricciones en el caso del Ecuador se tiene
que tomar en cuenta los siguientes lincamientos:
- Que el CENACE realice: - el planeamiento operativo del Sistema Nacional
Interconectado en el ámbito nacional; - la operación del S.N.I. de manera segura y al
mínimo costo manteniendo una buena calidad en el servicio, mediante la
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 151ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
supervisión y control de la red de generación - transmisión, así como, el análisis y
estadística de la operación.
- Las empresas de generación deben: - realizar la operación de la central de una
manera segura, manteniendo la calidad del servicio al mínimo costo, el análisis y
estadísticas de su operación y, participación en las políticas globales de
planeamiento operativo. La programación operativa técnico - económica, deberá
realizarse sobre la base de las unidades efectivamente disponibles en la empresa
generadora.
El problema de coordinación hidrotérmica resuelve simultáneamente el compromiso
de unidades y el despacho hídrico. La programación hidráulica abarca la programación
a largo plazo de la descarga de agua efectuada por los reservónos de regulación anual y
el cálculo de los costos de esperanza marginales. La información es transmitida a la
programación de mediano plazo donde se evalúa el costo marginal esperado de energía
almacenada en cada reservorio como una función de almacenamiento de la misma para
todos los reservónos modelados en el largo plazo. Así mismo se pueden establecer los
lincamientos de los reservónos de regulación mensual La programación de mediano
plazo utiliza una representación más detallada del sistema así como de las restricciones
físicas operacionales. Los influjos de los reservónos son determinados
determinísticamente con los valores pronosticados.
Así para el S.N.I. se toman los siguientes criterios de operación:
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 152ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
Que la ejecución de mantenimiento en las centrales de generación hidráulica se
deberá realizar en la época de estiaje de Enero - Marzo y no en la Noviembre ~
Diciembre por presentarse en esta época la demanda máxima. El mantenimiento de
las centrales de generación termoeléctrica se realiza durante el periodo lluvioso de
Abril - Octubre.
Los embalses Amaluza y Pisayambo, deben estar en sus cotas máximas operables
(1990 y 3564.5 msnm) respectivamente, así como todo el parque termoeléctrico
existente debe estar en condiciones aptas de operación a comienzos de la época de
estiaje.
La potencia instalada en el Paute es de 1075 MW pero se debe considerar una
potencia máxima de 880 MW, valor limitado por restricciones de transporte de
potencia de la línea Paute - Guayaquil.
Que la previsión de los caudales afluentes a los embalses Amaluza, Písayambo y
Agoyan, para las diferentes hidrologías: esperada, seca y extremadamente seca, se
realiza con series históricas de los últimos 29 años.
Los datos y restricciones del S.N.I. son transmitidos a la programación de corto plazo.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 15:ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
4.2.1 Modelación Matemática De Sistemas Hidrotérmicos.
PROGRAMACIÓN HIDROTÉRMICA DE CORTO PLAZO.
Se tiene un sistema hidrotérmico cuando en la generación se encuentran presentes
plantas hidroeléctricas y termoeléctricas, estos tipos de plantas actúan en conjunto para
satisfacer las condiciones de generación del sistema. El despacho hidrotérmico es
mucho más complejo que considerar por separado el compromiso de unidades y el
problema de despacho hídrico. Existen métodos para descomponer la coordinación
hidroténnica dentro de dos subproblemas:
• El despacho hidrotérmico conocido el despacho de unidades térmicas; y luego,
• El compromiso de unidades térmicas.
La coordinación entre los dos subproblemas depende del método de solución
seleccionado.
Los esquemas de descomposición heurística descomponen el problema de coordinación
hidrotérmica dentro de subproblemas hídricos y térmicos. La función de programación
hídrica utiliza la función de costo térmico desde el requerimiento de generación térmica
en la carga menos la generación suministrada por el sistema hidroeléctrico. El
subproblema termoeléctrico resuelve el compromiso de unidades convencionales donde
la generación hidroeléctrica y las contribuciones de reserva hídrica son sustraídas de la
carga y requerimientos de reserva. Estos esquemas se iteran entre los dos subproblemas
hasta que la solución converja. El esquema de descomposición está basado en la
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 154~ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
separación de subproblemas de programación hídrica y térmica, haciendo iterativa la
solución coordinano los dos subproblemas entre la función de costo hídrico actualizado
y los requerimientos de generación térmica en cada subproblema.
En un sistema hidrotérmico la programación hídrica a corto plazo se realiza como parte
de la coordinación hidrotérmica. El problema de la coordinación hidrotérmica requiere
solución para el compromiso de unidades térmicas y despacho de generación así como
la programación hídrica. El objetivo es minimizar los costos de producción térmica
sujeto a cumplir con la carga y otros requerimientos de generación. Las características
físicas y operacionales de los sistemas hidroeléctricos y termoeléctricos son modelados,
como también otras restricciones de operación.
La mayoría de los métodos prácticos para resolver el problema de la coordinación
hidrotérmica se basan en métodos de descomposición que comprende los subproblemas
de compromiso de unidades y programación hídrica.
La solución completa se obtiene por coordinación hidrotérmica entre la solución de los
subproblemas del compromiso de unidades térmicas y de programación hidroeléctrica.
Los procedimientos de coordinación dependen del método de descomposición
utilizado. En algunas aplicaciones, el subproblema de programación hídrica puede ser
formulado como un problema de despacho hidrotérmico con variables de decisión
térmicas e hídricas presentes como parte de un problema simple de optimización. Este
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 155ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
es el caso, por ejemplo, cuando los requerimientos de intercambio de área o generación
mínima están presentes.
Debido a que el estado de los reservónos al fínal del periodo de programación afecta
operaciones futuras, el problema hidroeléctrico de corto plazo generalmente incluye un
"valor objeto" para el contenido de los reservónos al fínal del periodo de estudio.
Diferentes formas han sido utilizados para modelar las características de unidades
hidroeléctricas como una función de flujo, altura y otras variables. Algunos
investigadores han utilizado modelos simples los cuales ignoran dependencia de altura.
Una forma general de expresar el modelo en estudio es:
P min . (HN, ) < PH} < P máx(HNl )
Donde:
PHi = es la potencia de salida de la unidad (MW)
qi = es el caudal turbinado.
HNi = es la altura neta.
k = es el factor de conversión de unidades.
i = índice de la unidad.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 156ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
En el cálculo de la altura HNi algunos modelos toman en cuenta las pérdidas por altura,
las cuales son una función del caudal turbinado.
Los caudales turbinados (flujos) mínimo y máximo de la central (qmín o qmáx), así
como los límites de salida eléctrica de las unidades: mínimo (Pmín) y máximo (Pmáx);
pueden ser dependientes de la altura.
Debido a que el nivel del reservorio puede ser expresado como una función no lineal del
contenido de almacenamiento del reservorio, los modelos de generación hídrica, pueden
ser representados como una función de descarga del reservorio y variables de
almacenamiento.
Debido a que el número de unidades hidroeléctricas es usualmente mucho mayor que el
número de plantas hidroeléctricas, en el problema de optimízación hídrica, la
hidrogeneración es modelada al nivel de planta con la finalidad de reducir la magnitud
del problema y tiempos de solución.
Las ecuaciones de balance de flujo de agua describen la conservación de flujo en los
nodos del sistema hídrico. Estos nodos pueden ser los almacenamientos o uniones de
nos.
La forma general está dada por:
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 157ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
im.\'t m&U,
Donde:
x¡(t) = es el contenido del almacenamiento del nodo i al inicio del período t.
w¡(t) = es la suma de todos los influjos naturales en el nodo i durante el período t.
qmCO = es el caudal controlado a lo largo de la ruta hidrológica m.
Sk = es el flujo derramado a lo largo de la ruta hidrológica k.
Ji5 Mi = son conjuntos de índices correspondientes a los flujos controlados dentro y
fuera del nodo i respectivamente.
Ni, Ki = son conjuntos de índices correspondientes a los flujos controlados, a los flujos
derramados dentro y fuera del nodo i, respectivamente.
Tj = es el tiempo de viaje del agua para la ruta hidrológica j.
Hay límites de almacenamiento y caudales dados por:
2m (OSk(t)>0
El conjunto de ecuaciones de balance de agua, forma un conjunto lineal de restricciones
el cual tiene una estructura de flujo de red.
Para el problema de programación hidrica la forma general de la función objetivo es:
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 158ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 4: COSTO DELkWh EN OPERACIÓN
Donde:
con PHi(t) definido por la ecuación:
Lt = representa el valor de la producción de energía hidroeléctrica para el periodo t9 \|/ es
la función que representa el valor de los contenidos del reservorio.
En un sistema hidroeléctrico o predominantemente hidroeléctrico, el problema es
maxirnizar ] sujeto a la generación hidroeléctrica y restricciones de flujo, y balance de
carga. En un sistema hidrotérmico Lt representa el valor de la energía hidroeléctrica, el
cual es determinado basado en los costos de producción térmica, reemplazado o
calculado para completar la carga en el periodo t.
El problema básico de programación hídrica ha sido formulado corno un problema de
optimización a gran escala; esta formulación es apropiada para un método de solución
por programación no lineal,
Min F(xsq)
Sujeto a
Ax + B^ + Cs = WX < JC ¿ X
q<q<q
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 159ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
S>=0
donde:
x = es el vector de estado correspondiente a las variables de contenido de
almacenamiento de los reservónos.
q = es el vector de control correspondiente a las variables de flujo de agua.
s = es el vector correspondiente al derrame de agua.
El negativo de la función F que está siendo minimizada representa el valor total de
generación de hidroenergía en el sistema sobre el horizonte total de] periodo de estudio.
La forma de la función F, y los términos que contiene, dependen de la función objetivo
original que está siendo maximizada, o minimizada. Debido a que la producción de
energía en la planta hidroeléctrica es una función del caudal turbinado y la altura neta,
F, es por lo tanto una función tanto de x como de q. La función F es generalmente no
convexa, por lo que se puede esperar solamente un óptimo no local. La función objetivo
es generalmente separable; esto es porque, para la mayoría de problemas, L;, es una
función total de la producción hidroenergética PH(t).
Los métodos que suelen aplicarse para la solución son:
• Programación dinámica
• Programación lineal y no lineal.
• Gradiente reducido.
• Flujo de redes.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 160ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
Programación dinámica.
Los métodos de programación dinámica fueron los métodos más antiguos aplicados al
problema de programación hidrotérmica y actualmente se siguen utilizando. Con la
excepción de la modelación del retraso de flujo de agua, la programación dinámica tiene
la ventaja que puede tomar directamente características no convexas, no lineales, y aún
discretas presentes en los modelos hídricos y térmicos. Debido a que los métodos de
programación dinámica pueden albergar modelos complejos y son algunas veces
fáciles de implementar, son apropiados para sistemas hídricos con pocas plantas de
almacenamiento.
Métodos de aproximaciones sucesivas son utilizados para convertir la solución del
problema original el cual comprende un espacio estado de alta dimencionalidad, a una
secuencia de problemas con bajo espacio estado de dimencionalidad. Estos métodos
convergen monótonamente a un óptimo local, el cual es dependiente en la solución
inicial de partida. Sin embargo, no son idealmente confiables para sistemas hídricos con
muchas plantas de almacenamiento acopladas. Los métodos de programación lineal y
no lineal son, por lo tanto, superiores a los métodos de programación dinámica con más
de tres o cuatro reservorios.
Por lo tanto para sistemas hídricos con más de dos o tres reservorios, la aplicación
directa de Programación Dinámica no es práctica debido al excesivo tiempo de
computación y dimensionalidad.
EL COSTO DELkWh DE GENERAC101r 161ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
Programación lineal y no lineal
Los métodos de programación lineal y no lineal han sido ampliamente utilizados para
resolver el problema de programación hidrotérmica de corto y mediano plazo. El
método lineal requiere que se utilicen modelos lineales o que la función objetivo sea
linealizada cerca del punto de operación nominal, o que las no linealidades sean
modeladas utilizando segmentos lineales y aproximaciones convexas. La mayoría de
métodos de programación lineal aplicados a problemas de programación hídrica
resuelven el problema de optimización con una función objetivo no lineal y un conjunto
grande de restricciones lineales.
Gradiente Reducido.
Este método constituye un procedimiento básico para resolver el problema de
programación hídrica formulado en las ecuaciones:
minF(x,u)
Sujeto a - .
A x + B u = W •
lí < U < U •
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 162ERNESTO BEí -ÓN
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
El método de gradiente reducido proporciona, en cada iteración, el punto factible actual
(x,u) dentro de dos conjuntos. El primero de ellos formado por m variables básicas cuyo
conjunto asociado de columnas independientes M forma una base [A,B]; y el segundo,
un conjunto de variables no básicas n-m asociada con el re-stante conjunto de. columnas
Nen[A,B].
Particionando [A,B] por el conjunto de columnas básicas y no básicas (M y N,
respectivamente) y denotando el vector de variables básicas por w y el vector de
variables no básicas por z, donde:
Y=M"!W-M'1Nz ; min ÍÍMT'W-MT'Nz, 2) = f(z)
Método de flujo en redes
Se puede representar un sistema hidroeléctrico como una red con nodos
correspondientes a instalaciones hidráulicas como reservorios, uniones de ríos y plantas
hidroeléctricas; así como áreos correspondientes a flujos en ríos., canales, tuberías y
conductos hidráulicos. La mayoría de aplicaciones de métodos de programación lineal
y no lineal para el problema de generación hídrica han explotado la estructura de red
fundamental asociada con las restricciones hídricas para desarrollar
Gomputacionalmente eficientes algoritmos de optimización.
EL COS rO DEL kWh DE GENERACIÓN 163ERNES. O BEDÓN
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
4.3 SISTEMA HIDROTERMICO ECUATORIANO
La economía del sistema eléctrico Ecuatoriano y en general de un sistema eléctrico de
potencia depende de una serie de factores que pueden ser clasificados en tres categorías
principales: de proyectos, de mantenimiento y de operación. A continuación se tratan
los factores operativos del Sistema Eléctrico Ecuatoriano.
El sistema hidroeléctrico ecuatoriano tiene sus particularidades, entre los más conocidos
está el problema del estiaje en la central de Paute, problema que se presenta entre los
meses de noviembre y marzo de cada año, produciendo la ubicación de esta central en
la punta de la curva de duración de carga, como se ilustra en las figuras:
FIGURA 14: GENERACIÓN APROXIMADA DE PAUTE EN ÉPOCA DE
ESTIAJE
G E N E R A C I Ó N A P R O X I M A D AD E P A U T E E N É P O C A D E
E S T I A J E
1 0 0 0
5 0 0
M Í N I M A M ED IA
D E M A N D A
M Á X I M A
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
164
CAPÍTULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
FIGURA 15: UBICACIÓN DE LA CENTRAL PAUTE EN LA CURVA DE
DURACIÓN DE CARGA, EN CASO DE ESTIAJE
MW
D3
D2
PAUTE Y CENTRALES TÉRMICAS A GAS
CENTRALES DÍSEL
CENTRALES HIDROELÉCTRICAS DEPASADA
Hl H2 H3
UBICACIÓN DE LAS CENTRALES EN LA CURVA DE DURACIÓN DE CARGA
FIGURA 16: CURVA DE CARGA SIMULACIÓN S.N.1.19/NOV/97
2000,000 -,
1500,000 -
1000,000 -
500,000 -
/
Tfc- •A-*-•A- A- A'
. A-•A- 1-A-•A-•A •A-^^•*.X
/
AS^**
PAÚTESEUBICA EN LAPUNTA DE LACURVA DECARGA
— A— S.N.I.
HORAS
Debido al problema del estiaje se toman las medidas operativas basadas en las
siguientes asunciones operacionales:
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
165
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
Ti- TABLA 17: ASUNCIONES OPERACIONALESPLANTA
PISAYAMEO
PAUTE
AGOYAN
TOTALCAPACIDADINSTALADA
70 MW
1075MW
156 MW
J^LUJODESIGNAD08.3cms
17cms/unidad
60cms
ALTURADESIGNADA
464.6 m
648 ra
147.1 m
TAMAÑODEALMACENAMIENTO
88.1 millonesde m
81.5 millonesde m
5h
TURBINA
PELTON
PELTON
FRANGÍS
UNTDADES
2
10
2
HORASDEOPERACION
NOV-MARZO:1618ABRIL:236MAYO-OCT:1051
fuera delpico:6674 enel pico2086
Fuera depico:7456.5En elpico:1303.5
CARACTERÍSTICASOPERACIONALES
FLUJO DE DATOSHISTÓRICOS 1955-1996NOV-MARZO: 70MW,1 5h/día, 5 días después delllenado del reservorio.MAYO-OCT: 70MW, 8h/dia, 5 dias/semanadespués de llenado elreservorioFLUJO DE DATOSHISTÓRICOS 1964-1996fuera del pico: máximasalida posible llenado elreservorio en el pico:1075MW, 8h/día, 5días/semanaFLUJO DE DATOSHISTÓRICOS 1955-1996Enelpico:156MW,5h/día, 5 dias/semanaFuera del pico: Máximasalida posible enreservorio lleno
FUENTE: CONAM, Unidad de coordinación BIRF - PERTAL, Drañ Report, Produce 12: Expansión
Plan - Existing and Planned Unit Base Case Modelíng Asumptions, Diciembre 10,1997.
Se toman las siguientes medidas operativas:
- Los embalses de Amaluza y Pisayambo, almacenan agua hasta sus cotas máximas
operables (1990 y 3564.5 m.s.n.m. respectivamente9 a comienzos de la época de
estiaje.
- La realización de mantenimiento de la central Paute se realiza en época de estiaje,
en el periodo de enero a marzo puesto que no existe el agua indispensable para su
funcionamiento, el mantenimiento no se realiza en el periodo entre noviembre y
diciembre por presentarse en esta época la demanda máxima.EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
166
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
El mantenimiento de las centrales de generación termoeléctricas se realiza durante el
periodo lluvioso de abril — octubre.
Representación de flujo en redes del S.N.I.
Se debe considerar que la potencia eléctrica de origen hidroeléctrico será barata siempre
y cuando el costo de transmisión sea bajo, este es un parámetro de análisis en el S.N.I.,
puesto que las centrales hidroeléctricas están alejadas de las centrales de consumo de
energía.
Las limitaciones en. las líneas de transmisión también deben tomarse en cuenta, la
potencia instalada en el Paute es 1075 MW pero en el programa de operación se
considera una potencia máxima de 880MW. Valor limitado por restricciones de
transporte de potencia de la línea Paute- Guayaquil.
La previsión de los caudales afluentes a los embalses Amaluza, Pisayambo y Agoyan,
para las diferentes hidrologías, esperada, seca y extremadamente seca, se realiza con
series de los últimos 29 años.
La definición del problema de planeamiento operativo depende del horizonte de tiempo
seleccionado, esto quiere decir que en estudios de más largo plazo se acepta
representaciones más simplificadas de los distintos elementos o fenómenos que para
estudios de corto plazo. Igualmente se acepta una mayor simplificación en la
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN TóTERNESTO BEDÓN
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
representación de aquellos aspectos que, de acuerdo a la configuración del sistema,
tienen menor incidencia en el costo de operación y en la confiabilidad del mismo.
El modelo de optimización propuesto, considera un mercado determínístico
representado por una curva de duración de carga y afluencias medias mensuales
determinísticas obtenidas por modelos de previsión.
Al realizar un planeamiento operativo de mediano plazo, se considera que el costo
variable de operación está principalmente influenciado por las potencias activas de
generación y ligeramente por los niveles de tensión: o sea, se supone que el costo de
operación es solo función de las potencias activas;
Q=hi(fO
Donde :
fi es la potencia activa [MW] generada en la unidad i.
Q es el costo de operación de la unidad i.
Luego el costo de operación de un sistema hidrotérmico es:
El objetivo es minimizar este costo total de operación.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 168ERNESTO BEDÓN
CAPÍTULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
Representación de centrales Térmicas.
Las centrales térmicas tienen una curva de costo versus potencia del tipo convexa, la
cual puede ser representada mediante aproximación lineal. Las principales restricciones
de este tipo de centrales son:
a.- Capacidad máxima de generación [MW] dada por el dato de placa de la máquina, al
cual se denominará Ck.
b.- Generación mínima [MW], determinada por condiciones propias de este tipo de
centrales, a la cual se le denominará Ck.
c.- Producción máxima [MW], es la generación que la máquina no debe sobrepasar en
un periodo determinado de tiempo. Generalmente se especifica como máximo número
de horas de operación, por ejemplo: 2500 horas/año, 50 horas/mes, etc. Sobrepasar este
límite equivale a reducir la vida útil de las máquinas. A esta producción máxima se
denominará E.
Otra característica de estas centrales es su rendimiento, que se define como kWh
producidos por galón de combustible. Los valores utilizados son generalmente
promedios. A este rendimiento se le denominará r.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 169ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 4: COSTO DHL kWh EN OPERACIÓN
Suponiendo un costo lineal hk de producción, lo expuesto se expresa analíticamente:
costo de producción :
Donde :
tfe es la discretización del horizonte de tiempo,
m es el número de díscretizaciones.
k= 1,2,3,.. .,m
Por lo tanto la representación de una central térmica mediante nodos y arcos, se muestra
a continuación.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 170ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
COSTO
Ck
O
BARRAj DEL SISTEMA
FIGURA 17: REPRESENTACIÓN DE UNA CENTRAL TÉRMICA MEDIANTE
NODOS Y ARCOS
En este modelo se tiene que:
a^ es la distancia del arco, y bien podría representar los consumos propios de la central
térmica.
hp es el costo del arco p que representa la producción energética, puede ser un costo de
penalización agregado al combustible.
La cantidad de combustible necesaria para que la central genere una magnitud de
energía Ep [MWh] vendrá dada por:
gal
EL COSTO DEL kWhDE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
171
CAPÍTULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
^W^ Representación de Centrales Hidroeléctricas de pasada.
Se consideran Centrales Hidroeléctricas de Pasada a aquellas que no poseen reservónos
o si los tienen su capacidad es pequeña con respecto al horizonte de planeamiento, y
toda el agua que les llega debe utilizarse en generación o en vertimiento.
Se considera que estas centrales tiene una productividad media fija r en kWh/mJ por
tanto no depende de la variación de la caída neta.
Sea q la afluencia promedio en m3/s, durante el periodo de tiempo t en horas, la energía
E afluente a la central es:
E[MWh] = 3.6rQt
Si Ck y Ck son las generaciones máxima y mínima en MW respectivamente, y fk la
generación de la central en MW durante un tiempo tk (horas), deberá cumplirse:
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
El término V corresponde al vertimiento de la central en términos de energía [MWh], tk
es la discretización del tiempo y m el número de discretizaciones.
Por lo tanto, la representación de este tipo de centrales mediante nodos y arcos se
muestra en la figura 18.
FIGURA 18: REPRESENTACIÓN DE UNA CENTRAL HIDROELÉCTRICA DE
PASADA
VERTIMIENTOCENTRAL
DEPASAD A j
RED DE TIEMPO ti
RED DE TIEMPO t2
i RED DE TIEMPO tm
BARRA] DEL SISTEMA
Donde:
hp = Penalización al vertimiento
hk = Penalización a la generación
ak = Factor de ganancia de la generación
v — vertimiento
En caso de ser necesario puede imponerse un límite inferior al vertimiento que ocurre
cuando deben cumplirse requisitos de riego, navegación, etc., aguas abajo de la planta.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
17:
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
~~w^ Aunque el modelo anterior puede representar el equivalente de un sistema de plantas
hidroeléctricas de pasada, estos sistemas pueden representarse en equivalente de redes,
como por ejemplo el caso de centrales hidroeléctricas que descargan sus vertimientos y
el agua producto de la generación en la misma cuenca.
FIGURA 19: REPRESENTACIÓN DE UN SISTEMA DE CENTRALES
HIDROELÉCTRICAS DE PASADA
AFLUENCIA El
VERTIMIENTOVI
AFLUENCIA E2
VERTIMIENTOV2
CENT.RAL1
Ci<fi<Ci
CENTRAL 2
CENTRAL!
\L 2
GENERACIONES 1
T TGENERACIONES 2
El equivalente en redes se basa en que el tiempo que tarda el agua en alcanzar la central
aguas abajo es cero y que la productividad de cada una se mantiene fija.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
.74
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
Representación de Centrales Hidroeléctricas con Reservorio o Embalse.
Se consideran centrales hidroeléctricas con reservorío a aquellas cuyos
reservónos tienen una capacidad apreciable y, por lo tanto, pueden almacenar
agua en épocas lluviosas para ser utilizada en épocas de estiaje.
Se considera que este tipo de centrales tienen una productividad media fija r
dada en kWh/m3, que no depende de la altura neta de caída. La operación de
un reservorio esta dada por la ecuación de conservación de agua:
Y = X + W -G - R
donde :
Y es el nivel final del reservorio.
X el nivel inicial del reservorio.
W es la afluencia al reservorio.
R el vertimiento del reservorio.
Si la central asociada al reservorio genera una potencia fk [MW] durante un
tiempo tk, su producción en un periodo T>tk horas es:
G[MP%] = £/,-/,k=\L COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 175
ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
Donde :
m es el número de discretizaciones del período T.
Si Q es el caudal medio en m3/s al reservorio durante el periodo T, esta
afluencia en energía estimada será:
E[MWh] = 3.6 rQT
Donde :
r es la productividad media del reservorio en kWh/m3
Si Xm y XM son los niveles mínimo y máximo del reservorio dados en Hm3,
respectivamente, su equivalencia en energía es:
Vm [MWh] = rXm 103
VM[MWh] =
Con estas consideraciones la ecuación de conservación de agua en términos
de energía es:
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 176ERNESTO EEDÓN
CAPÍTULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
ck<fk<ck
Donde :
Vj, Vf nivel inicial y final del reservorio [MWh]
E afluencia al reservorio [MWh].
fk generación de la central [MW].
&, Ck generación mínima y máxima de la central [MW]
Vm, VM nivel mínimo y máximo del reservorio [MWh].
R vertimiento del reservorio [MWh].
QM capacidad del vertimiento [MWh].
tk duración de ia generación [horas].
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 177ERNESTO BEDÓN
CAPÍTULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
Por lo tanto la representación de redes de este tipo de centrales es:
FIGURA 20: REPRESENTACIÓN DE CENTRALES HIDROELÉCTRICAS
CON RESERVORIO O EMBALSE.
AFLUENCIA
VERTIMIENTO R
\
L*-1!* l<AIi"VJ
(Vro,VM,hVll) (Vm,VM,hv,l)• X í A "VTK ,f í~\MAAUV1U i i
^_ A / ^ T T T A T / N /y AC1UAL, ^i i ,̂í
I MÍNIMO ^ ] 1
X1 — ̂ \
^ y 1 CENTRAL •f ^ Y Y
X 1 2 1
lt lt^i
Y ^ Y | ^
2 I 2
hv = penaíización al nivel
hk = penaíización a la generación
Adicionalmente se suponen conocidos el nivel inicial del reservorio y e! nivel
final que alcanza al término del horizonte de planeamiento, lo que quiere decir
que ha sido realizado el planeamiento de largo plazo, que es el que provee los
datos de nivel final.
Representación de Líneas de Transmisión y Transformadores.
Estos elementos tienen como parámetros básicos la capacidad máxima de
transmisión o transformación y las pérdidas que ocurren en cada uno de ellos,
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
178
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
En este tipo de elementos la transferencia se realiza en los dos sentidos, por lo
que su equivalente en redes sería como se muestra en la figura 21:
FIGURA 21: REPRESENTACIÓN DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN Y
TRANSFORMADORES.
Barra i Barra j
PERDIDAS
(o,0,o)
Ck TRANSFERENCIA lr[mw]
(O,O,O)
hp = penalización al vertimiento
ti* = penalización a la generación
Representación de las demandas en nodos del S.N.I.
Las demandas pueden ser representadas por curvas de duración de carga para
cada nodo de demanda. Estas curvas de duración de carga no pueden ser
representadas en su totalidad, por ejemplo, en valores hora a hora con lo cual
para un horizonte de planeamiento de un año se necesitan 8760 valores por
cada nodo de demanda, lo cual computacionalmente no es factible.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
179
CAPÍTULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
4.4 DETERMINACIÓN DEL CALCULO DEL COSTO DEL kWhDE GENERACIÓN
En el año de 1996 se registró en. el S.N.I. una generación efectiva de 1305 MW
generadas a través de centrales hidroeléctricas y de 366.5 MW generados por medio de
centrales térmicas, representando esto un 78.05% y 21.93% respectivamente del soporte
de potencia, teniéndose 697709 MWh netos del cual corresponden 78.40% a generación
hidroeléctrica y 21.06% a generación termoeléctrica. Estos datos demuestran la
importancia que tiene en el S.N.I. la generación hidroeléctrica., (cuyos costos de
operación son inferiores a los de centrales de generación termoeléctrica) dicha
generación, establece que el sistema se deba acoger a condiciones operativas
dependientes de la hidrología.
El cálculo de los costos de generación se los puede hacer sobre la base de las
estadísticas de egresos producidos en cada central, método que resulta aproximado si
se piensa en la posibilidad de agregación o desagregación de costos en la generación
debido a una nueva estructura del Mercado Eléctrico, a más de la innovación de
tecnologías y nuevos métodos administrativos en el sector.
Para resumir como el M.E.M. (Mercado Eléctrico Mayorista) operará según la Ley,
suponiendo en primera instancia que el M.E.M. funciona sin contratos a plazo; en este
caso, el CENACE encontraría el despacho al menor costo, del cual resultarán los flujos
de energía de Generadores a Distribuidores. En esta primera suposición el precio estaría
determinado por el costo marginal de generación, y las compras y ventas de energía se
EL COSTO DE.. kWh DE GENERACIÓN " fgrjERNESTO BEL ÓN
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
liquidarían a dicho precio. Es así, que en este caso los flujos de energía y los flujos de
dinero son totalmente proporcionales entre sí y la liquidación de compras y ventas es
obvia.
Aunque este esquema es factible, tiene inconvenientes de tipo financiero. Por ejemplo,
un Generador estaría sujeto a ingresos variables dependiendo de la hidrología,
pudiendo presentarse (como se ha presentado ya en ocasiones anteriores) largos
periodos con pocos ingresos y costos fijos que no puede evitar, por lo que un
Distribuidor podría verse abocado a periodos sorpresivos de altos precios de compra de
energía.
Para evitar la incertidumbre en los precios de la energía eléctrica, los Distribuidores y
los Generadores pueden acordar contratos de compra y venta de energía que se
superponen a las compras y ventas físicas para establecer como deben asignarse los
flujos de dinero.
Las nuevas tecnologías permiten la inserción al sistema de centrales con mayores
rendimientos, en menores tiempos de instalación, en fin, de menor costo efectivo de
instalación que el estimado para centrales de menor tecnología, permitiendo esto que
nuevos Generadores ingresen en el M.E.M. competitivamente, a este desarrollo técnico
también se añade que los métodos administrativos cambian con el objeto de mejorar el
rendimiento y recuperación del capital, incentivándose la reducción de personal, de
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 181ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
costos de insumos, y haciendo un manejo del periodo de rotación del capital,
involucrándose el cobro por la energía vendida en periodos mínimos.
Cualquier cálculo de costos se lo tiene que hacer basándose en empresas optimizadas,
entendiéndose por empresas optimizadas a aquellas en las cuales exista una proporción
lógica en los ingresos y egresos, además de una eficiencia empresarial; por lo cual
primero se tendrá que hacer un estudio de dichas empresas optimizadas para luego
utilizar el método de egresos en el cálculo del costo del kWh de generación, sin
embargo, en la presente tesis se utiliza dicho método al no existir disponibles mayores
datos acerca del funcionamiento corporativo de las centrales de generación, ni una
función entrada - salida de las unidades que pueda ser aplicada a programas
computadonales como el Power World y por medio de estos determinarse el costo
marginal del sistema.
A continuación se presenta una alternativa de cálculo del costo del kWh de generación
tomando en cuenta parámetros de referencia, dándose la alternativa de variación en un
rango fijado por un mínimo y un máximo.
El método propuesto se basa en cinco pasos básicos:
1. Determinación de la demanda y Plan de Expansión (inversiones y anualidades).
2. Determinación de los parámetros de operación del sistema.
3. Simulación del despacho hidro-térmico.
4. Determinación de costos medios de operación y mantenimiento.
5. Determinación de "precios únicos", costos marginales del kWh.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 182"ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
Estos pasos se encuentran muy ligados entre sí, puesto que para determinar un plan de
expansión se toma en cuenta las necesidades tanto de la demanda como operativos del
sistema, es decir se encuentra involucrado el posible despacho óptimo hidro — térmico,
del cual también saldrán los costos medios de operación y mantenimiento, que servirán
en la evaluación de las diferentes alternativas propuestas para el Plan de Expansión.
En la presente tesis no se determina la demanda futura, ni el Plan de Expansión del
S.N.L, puesto que están sujetos a la nueva estructura del M.E.M. y a su funcionamiento
aún no determinados detalladamente, para la realización de un ejemplo de cálculo del
costo del kWh de generación se utiliza un modelo del S.N.L realizado por el CENACE,
así como el despacho para este modelo.
4.4.1 DETERMINACIÓN DE LA DEMANDA Y PLAN DE EXPANSIÓN.
En general la determinación de la demanda y su pronóstico en vías a determinar el
"Plan de Expansión" del sistema utiliza datos estadísticos. La metodología seguida por
INECEL, denominada Global Sectorial, considera que el incremento de la demanda
nacional tiene una componente característica debido al crecimiento del consumo de los
diferentes sectores o tipos de clientes, y, una componente por el ingreso de cargas
especiales.
Este tipo de previsión, además considera escenarios de cobertura, y obtiene
proyecciones con una pequeña desviación, considerada aceptable; en un mercado
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN Í83~ERNESTO BEDÓN
;APITULO 4: COSTO DEL k-wh EN OPERACIÓN
competitivo, donde se tendrán que hacer ajustes tarifarios se tiene que tomar en cuenta
la influencia de la elasticidad demanda - precio de la energía en la determinación de una
demanda futura.
4.4.2 DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS DE OPERACIÓN.
Para obtener una simulación del sistema y un despacho económico se requieren ciertos
- Predespacho económico hidrotérmico, este predespacho tiene como objetivo
minimizar los costos de producción de energía eléctrica, se requiere del orden de
entrada y horario de funcionamiento de las centrales de generación.
- Curvas de entrada salida de las unidades generadoras; esto es requerido para
determinar el predespacho de carga, sin embargo no es estrictamente necesario si se
dispone del predespacho económico con fuente en el TNECEL.
- El estado de carga en las barras del sistema es de gran importancia, puesto que con
esto se determina una corrida de flujos, también el despacho económico y la
planificación de operación del sistema.
- En general, todos los parámetros necesarios que se enuncian en este capítulo.
El sistema eléctrico ecuatoriano es un sistema con gran participación de generación
EL COSTO DHL kWh DE GENERACIÓN TsíERNESTO BEDÓN
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
hidroeléctrica, es por tanto un sistema hidrotérmico. Teniendo en cuenta esto, se
determina el despacho económico para las unidades disponibles en el S.N.I. en
determinado instante de tiempo, para la carga en dicho instante, se obtiene así un estado
de generación, el cual combinado con los costos de operación, que sumados los costos
de mantenimiento y costos fijos determinarán el monto total necesario para producir
esa potencia tomada como constante en el lapso de 1 hora, teniéndose así el costo de la
energía.
En la búsqueda de un despacho económico, el sistema será siempre modelado en un
computador, para lo cual es necesario el conocimiento de los métodos expuestos en este
capítulo, y la reducción del sistema a un modelo representativo, es decir, en el que se
representen los grandes centros de generación y se agrupen por funcionalidad los
pequeños. Es también necesaria la obtención de curvas entrada — salida de las unidades
térmicas, y la analogía a esta de las centrales hidroeléctricas.
Las centrales de generación y más específicamente cada unidad disponible se encuentran funcionando en
el sistema, asumiendo carga o como reserva rodante, la carga asumida por estos cambia, teniéndose una
curva de carga, por lo que se puede tener como puntos de referencia la generación en demanda mínima,
media y máxima, estableciéndose también costos para demanda mínima, media y máxima del kWh. Para
el cálculo, los estados de generación fueron tomados del flujo de carga para demanda mínima, media y
máxima obtenido de INECEL.
EL COSTO DEL kWhDE GENERACIÓN 185ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
4.4.3 DETERMINACIÓN DE COSTOS.
Los costos fijos tienen una gran incidencia en lo que se llama pago por costo de
potencia instalada, dicho pago se lo puede tener como el dinero necesario para asegurar
la recuperación del capital invertido y de costos inherentes a la existencia de la central o
unidades de generación. Tomando así el costo por potencia instalada, el método
expuesto en la presente tesis propone el cálculo de un "costo fijo por hora de
generación"., el cual sería equiparado con el costo por potencia instalada por hora o
"Remuneración de la Potencia Disponible" al que se hace referencia la LRSE (Art. 48
registro oficial N° 43, 1996/10/10) y en el sustituido Reglamento General de la Ley de
Régimen del Sector Eléctrico (Art.48 del RGLRSE, suplemento registro oficial N° 82
del 1996/12/04; ^sustituido por el Reglamento General de la LRSE suplemento registro
oficial N° 182 de 1997/10/28), dicho costo fijo por hora de generación en la presente
tesis será establecido con los costos inherentes a cada central y no con los costos
marginales de potencia instalada.
Es así, por ejemplo que para el cálculo del costo del kWh a una hora determinada se
tiene:
Costo = costo por capacidad instalada [U.S.$/h generada x ( Ihora) + costo
var.íU.S.S/MWhl x Potgenerada [MW1 x Ih
Obteniéndose un costo de funcionamiento de la unidad en una hora.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
En la fórmula anterior esta implícito que se está tomando como la potencia de
generación el promedio de la potencia que genera dicha unidad en el intervalo de
tiempo de una hora.
En. la fórmula anterior se encuentran dos términos, el uno relacionado con los costos de
producción y el otro relacionado con los costos fijos ligados a la existencia de la unidad
o central, por tanto se puede decir que existe en la fórmula una parte correspondiente a
costos por capacidad y otra a costos de energía.
Para el caso de una central que recientemente ingresa o se conecta al sistema se toma en
cuenta los costos de arranque y conexión al sistema, por lo que se tendrá la fórmula:
Costos totales = costos por la capacidad instalada x 1 hora + costo arranque + costo
conexión + costos variables [U.S.S/MWh] x Potencia generada |MW] x 1 h
Donde:
Costo de conexión = es obtenido a través de multiplicar el tiempo de conexión por la
generación asignada a la unidad.
Una ves obtenidos los costos totales en U.S.$ estos se dividen para la potencia generada,
queriéndose obtener así la incidencia conjunta de todos los factores en cada kWh
generado, por lo que:
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 187ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
Costos [cent.U.S.$/kWh] = costos totales/ Pot Generada
En caso de que dicha unidad no se encuentre generando, la división se haría por la
potencia instalada, dando así la relación de costo por potencia definida anteriormente.
La división se la hace tomando en cuenta la potencia generada, puesto que las empresas
privadas de generación dentro de un ámbito de competencia, y en mercados
desrregulados deberán recuperar los costos de producción en función de la cantidad de
kWh producidos, es decir, mercadería o producto vendido. Las empresas no
despachadas, tendrían derecho a un pago por capacidad establecido por el CENACE, en
todo caso tomando en cuenta los costos fijos con relación a su potencia instalada.
Analizando la fórmula anterior, se observa que está en cierta forma beneficia a
unidades y centrales que no alcanzan un alto factor de planta puesto que estas a pesar de
su factor de planta recuperarían el capital invertido; téngase por ejemplo el caso de la
central Paute en época de estiaje, para el flujo de potencia analizado (nov. 6 de 1997)
tiene una generación de 12.8 MW en mínima demanda, 356.3MW en demanda media y,
593.2MW en demanda máxima, por lo que se observa que tiene factores de planta de:
12.8MW / 1075MW x 100 = 1.19% demanda mínima
356.3MW / 1075MW x 100 = 33.144% demanda medía
593.2MW / 1075MW x 100 = 55.18% demanda máxima
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 188ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
Factores de planta muy bajos, donde la gran inversión realizada y no aprovechada
encarece el costo del kWh.
Costo kWh Paute = (Pot. Generada [MWh] x costo variable [U.S.S/MWh] x 1 h
+ costos fijos [U.S.S/h] x Ih) / Pot Generada [MW]
Para demanda mínima estiaje (funciona una unidad de la fase AB):
Costo kW instalado = costo[U.SS/h generación] / kW instalado
Costo kW instalado = costo fijo anual / (fp x 365 x 24 / potencia instalada)
" Costo kW instalado = ((61626199 + 70870129) / (0.34 x 365 x 24))/1075000
Costo kW instalado = 4.138 x 10'2 U.SS/kWh
Costo de operación de la central Paute = 0.56 U.SS/MWh
Costo [U.S.S/MWh] = [12.8MW x 0.56 U.S.S/MWh x Ih + 4138 U.S.$/h x Ih] /
[12.8MW]
Costo [U.S.S/MWh] = 323.8 U.SS/MWh = 32.38 cent U.S.S/ kWh
Resultando en un costo alto para una central hidroeléctrica.
Para el caso de demanda máxima en período lluvioso:
Potencia generada: 925.6 MW
Se utilizan 10 unidades, 5 de la fase AB y 5 de la fase C, las cuales tienen un costo de
operación de 0.56 y 0.55 respectivamente, por lo que:
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 189"ERNESTO BEDÓN
CAPÍTULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
Costo [U.S.S/MWh] = [300MW x 0.56 U.S.S/MWh x Ih + 500MW x 0.55U.S.$/MWh
x Ih +25.6MW x 0.56 U.S.S/MWh x Ih + 4.138 x 104 U.S.$/h x 1 h] / [925.6MW]
Costo [Q.S.S/kWh] =4.52 cent.U.S.S/kWh
Costo este muy diferente al anterior.
En el ejemplo anterior también se observa que el costo por potencia instalada en horas
de mínima demanda estará determinado por centrales de alto costo por recuperación de
inversiones. En las horas de baja demanda la central marginal puede tener un alto costo
de capacidad puesto que como se ha visto puede corresponder a una central
hidroeléctrica (caso Paute - estiaje) o a una central a vapor. Si se aplicase el artículo 48
del sustituido Reglamento General de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico,
suplemento registro oficial N° 82 del 1996/12/04 y debido a que se puede tener costos
de capacidad superiores en las horas de demanda baja a aquellos en las horas de
demanda alta; se crearía incentivos negativos en los Generadores, quienes pueden
declararse indisponibles en horas de punta con el objeto de que sean despachados en
aquellas horas donde la potencia instalada se remunera más.
De acuerdo con lo estipulado en los artículos 79 y 82 del RGLRSE suplemento registro
oficial N°182 de 1997/10/28 (se puede comparar con los artículos 46 y 47 del sustituido
Reglamento General de la LRSE, suplemento registro oficial N° 82 de 1996/12/04), la
energía en el mercado ocasional se valorizará en acuerdo con el costo económico
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 190~ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
marginal instantáneo de corto plazo. La central marginal para un área determinada será
definida como aquella que atiende un incremento de carga en dicha área en condiciones
de despacho de mínimo costo, el costo marginal se calculará horariamente.
El cálculo del pago por potencia instalada no deberá ser fijado por el costo marginal de
reserva, puesto que de a cuerdo al análisis realizado este influiría notablemente en el
costo del kWh encareciendo el servicio. Además, el organismo competente según la Ley
deberá establecer las reglas para determinar la capacidad susceptible de ser remunerada
como reserva (Art. 48 LRSE suplemento registro oficial N°43 de 1996/10/10); y la
compensación mensual por el tiempo de puesta a disposición de la capacidad de reserva
y si hubiera excedentes de dicha capacidad, las reglas a seguir para implementar el
proceso licitatorio contemplado en la Ley.
4.4.4 DETERMINACIÓN DEL COSTO ÚNICO.
Se calcula un precio único que equivale a un costo marginal promedio ponderado para
cada una de las situaciones de abastecimiento posibles de la siguiente manera:
Ingresos del Sistema = Costos del Sistema
Con un precio único Con costos marginales de corto plazo
ZCMAj De Te = SCMAe De Te
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 191ERNESTO BEDÓN
CAPÍTULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
Donde:
CMAj = Precio único para el sistema j
CMAe = costo marginal de generación para una curva de carga e.
Te = número de horas del escalón e en la curva de duración de carga, con 0<Te < 8760
Como ejemplo el modelo de la curva de duración de carga se simplifica a tres bloques
como muestra la figura 22;
FIGURA 22: MODELO DE LA CURVA DE DURACIÓN DE CARGA
SIMPLIFICADA A TRES BLOQUES
MW
D3
D2
DITel
Hl
Te2
horasH2 H3
TABLA 18: DURACIÓN DE CARGA HIDROLOGÍA LLUVIOSA (jul/97)
Bloque
Mínima demanda
Demanda media
Máxima demanda
Potencia media MW
1017.462
1337.041
1716.72
Duración horas
8
12
4
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
192
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
TABLA 19: DURACIÓN DE CARGA HIDROLOGÍA SECA (nov/97)
Bloque
Mínima demanda
Demanda media
Máxima demanda
Potencia medía MW
994.125
1284.983
1688.6
Duración horas
8
12
4
Si se tiene entonces dos casos, hidrología seca e hidrología lluviosa, ambos casos reales,
cuya probabilidad de ocurrencia es alta, se tendrá:
ZCMAj De Te = ECMAe De Te
de donde:
CMAj =(SCMAeDeTe)/ (ZDeTe)
Se obtiene un resultado utilizando los costos marginales mínimos, la misma
metodología se sigue a continuación utilizando los costos marginales máximos.
Con esto se obtiene el costo único para dos alternativas, una con costos máximos y otra
con costos mínimos, se podría decir que estos "costos únicos" serán el límite de
fluctuación del costo esperado del kWh; sin embargo, si se dispone de una probabilidad
de ocurrencia de estos casos se tiene:
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
193
CAPITULO 4: COSTO DEL kWh EN OPERACIÓN
E(CMA) = ZCMAi Pi
Donde:
Pi es la probabilidad de ocurrencia de este caso, en nuestro ejemplo ocurrencia del costo
mínimo o del costo máximo.
CMA¡ es el costo marginal en cada caso,
en general se puede plantear varios casos, debido a la incidencia de la hidrología,
disponibilidad de las centrales y factores económicos que afecten al sector eléctrico.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 194ERNESTO BEDÓN
CAPÍTULO 5: EJEMPLO DE APLICACIÓN DEL CALCULO DEL COSTO DEL kWh DEGENERACIÓN.
CAPÍTULO 5
EJEMPLO DE APLICACIÓN DEL CALCULO DEL COSTO DELkWh DE GENERACIÓN.
5.1 DETERMINACIÓN DE COSTOS
En la realización de un ejemplo de cálculo del kWh de generación se ha
utilizado un modelo reducido del S.N.I. realizado por el CENACE, así como el
despacho de carga expuesto en el modelo.
Dicho modelo del S.N.I. es una representación unifilar del sistema eléctrico de
potencia, por medio de este modelo en el que constan las principales centrales
de generación eléctrica del país se determina el flujo de potencia en condición
de mínima, media y máxima demanda, así, por medio de este flujo se evalúa la
generación eléctrica en cada unidad generadora. El siguiente cuadro muestra
la potencia asignada a cada unidad, durante el estado de demanda: mínima,
media y máxima, en condiciones de hidrología seca y lluviosa de la cuenca del
río Paute (el diagrama unifilar se muestra en los anexos).
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 195ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 5: EJEMPLO DE APLíCACfON DEL CALCULO DEL COSTO DEL kWh DEGENERACIÓN.
TABLA 16: DESPACHO DE LAS UNIDADES EN EL MODELO
POT.NOM.MW
78
783
133
29
2929
292973
3737
38,44545
4545
456,66,620
2020
31,214,12,4
23,736,534,4165100100100
108100108108108
1081083535
UNIDADAGOYAN 1AGOYAN 2AMBATO H-f-TC.T. ESMERALDASC.T. SANTOS 1C.T. SANTOS 2C.T. SANTOS 3C.T. SANTOS 5C.T. SANTOS 6C.T. SANTOS VC.T. TINAJERO 1C.T. TINAJERO 2CUENCA HE.QUIL-2 1E.QUIL-2 2E.QUIL-3 1E.QUlL-3 2E.QUiTOESMERALDAS"!ESMERALDAS2G.SANTA ROSA 1G.SANTA ROSA 2G.SANTA ROSA 3GUANGOPOLO DI BARRA HLOJAHMÁCHALA MÉXICOMÁCHALA TMANTA TP.V.G.PAUTE AB 1PAUTE AB 2PAUTE AB 3PAUTE AB 4PAUTEAB5PAUTE C 1PAUTE C 2PAUTE C 3PAUTE C 4PAUTE C 5PUCARÁ 1PUCARÁ 2
DEMANDAHIDROLOGÍA LLUVIOSA
MÍNIMA78,578,52,5
40
0
000
200
02400
00
000
0000
3,8
- 2,20
00
3059,5100100
00
100
100100
0000
MEDIA78,578,59,766
0
00
00
2525
030
0000
0
000
000
4,9
2,90
020
2530,2100100
1000
100
100100
100100
0
0
MÁXIMA78,578,510,6
650
13
120
16
30360
36,400
3434
000
0
00
23,211,72,4
0
015
3625,6100100
100100100100
100100100
3333
HIDROLOGÍA SECAMÍNIMA
41,541,54,8118
0
00
1515
30360
21
390
34,534,5
00
018
1818
24,24,6
' 10,50
00
3012,8
00
000
00
00
0
19
MEDIA4943
5,3
1190
0
000
303131
3739
032,532,5
000
17,517,5
0
24,25,5
7,90
4,617,5
3056,3100
00
0100
1000
00
00
MÁXIMA76768,3
1190
13
122020
30360
51,139
0
3434
03,5
417,517,5
L °24,214,27,9
5
8,121,5
2293,2100100
00
100
100100
00
24,524,5
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
196
CAPITULO 5: EJEMPLO DE APLICACIÓN DEL CÁLCULO DEL COSTO DEL kWh DEGENERACIÓN.
13,117,130,930,9
29125
1545,8
45,8
31,2
43,4
RtOBAMBA
S.ELENA TSALITRAL 1 G.Z.SALITRAL 2 G.Z.SALITRAL 3 G.C.GASTRINITARIA 1
VERGEL G/MILAGROVICENTINA CUMBAYAVICENTINAGUANGOPOLOVICENTINAHERNÁNDEZVICENTINANAYON
19,50
51000000
0
7
13,50
48,548,5
00
014,48,6
0
10,4
13,44
. 7272000
39
13,1
21,2
39
9,66,5
7272
00
2915,89,5
5,5
11,7
12,26
737300
50,719,9
11,6
2,5
14,9
11,78,5
72,572,5
00
9330,9
18,5
21,5
22,9
Las potencias de generación de las unidades, tiene relación directa con el
costo de operación y mantenimiento, para el cálculo se asume aquí que dicha
generación se mantiene por el lapso de una hora. Los costos medios de
operación y mantenimiento asignados a cada unidad, son utilizados para
determinar un parámetro referente al costo de funcionamiento, dicho costo para
las unidades termoeléctricas esta en relación directa con los precios del
combustible.
A continuación se muestra una tabla con el costo medio de la energía (sin
tomar en cuenta costos de inversión) asociado a cada unidad del modelo:
TABLA 20: COSTO MEDIO DE LA ENERGÍA (SIN TOMAR EN CUENTA
COSTOS DE INVERSIÓN)
PROYECTONOMBREAGOYANHPAUTE ABPAUTE C
POT.INSMW
156500575
POT.MAX.
POT.CAR.
MW137384384
ENE.ANU.ENER.FIR.GWH/A
7021150,51150,5
CMEU.S,$/MWh
0,570,560,55
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
197
CAPITULO 5: EJEMPLO DE APLICACIÓN DEL CÁLCULO DEL COSTO DEL kWh DEGENERACIÓN.
PUCARÁSR-HIDROECUAPOWER SEECUAPOWER SDMÉXICO EELECTROQUIL32UNID.ELECTROQUITOELECTROQUIL2 2U.STA.ROSA3U.G.ZEVA4TGD260EECUATG/EMELECGUANGOPOLOT/INECELTRINITAR1A1PASCUALES/INECELESMERALDASSRDIESEL1G.ZEVA2 Y 3SR BUNKER1EMELEC V1EMELECGxSU.1
69,2170,9
3448x214,470,4
2470,444,1
20
10870,429,5120
91,5120
101,4120
6330
30
58
67
3448x214,1
69
23,569
43,219,6
105,869
22,6111,289,7114
97,3114
59,228,528,5
209
541242,26684,04
42205,5
103205,5128,7
103
741,7483,5
118,6
827,6628,4798,9341,1798,9207,5199,7199,7
0,550,001,641,642,871,641,981,642,112,450,000,002,912,871,792,682,682,873,203,381,79
(Fuente: CONAM, Unidad de coordinación BIRF - PERTAL, Draf Report, Produce 12:Expansión Plan Existing And Planned Unit Base Case Modeling Assumptíons, Diciembre 10 de1997, Quito-Ecuador.)
Además del costo de operación y mantenimiento se debe considerar el costo
de arranque y conexión de una unidad, para el ejemplo se toman los siguientes
datos:
TABLA 21: COSTO DE ARRANQUE Y CONEXIÓN
TIPOHID.REGHID.PASOCiclo.comb.GasC.Comb. DieselVapor.carbVapor.DieselGasCicloSimpl,Comb.lnt.
USS/ARRANQUE
0
0250
125012501250250125
t CONEXIÓNh00
1666
1
1
t DESCONEXIÓNh0
0
1222
11
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
198
CAPÍTULO 5: EJEMPLO DE APLICACIÓN DEL CÁLCULO DEL COSTO DEL kWh DEGENERACIÓN.
En los siguientes cuadros se muestran los costos obtenidos para el modelo del
S.N.I. utilizado para el ejemplo. Se debe notar la diferencia entre el costo para
el estado de demanda mínima, media y máxima, dicha diferencia de costos
tiene su explicación en el despacho realizado de cada una de las centrales en
el modelo. Así también se debe analizar la diferencia para los estados; estiaje
(tomado para noviembre 6 de 1997) y época lluviosa (tomado para julio 17 de
1997) de la cuenca hidrográfica del río Paute,
TABLA 22: COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN PARA EL EJEMPLO
LLUVIOSIDAD PAUTE:ESTADO DE CARGA:
COSTO MARGINAL MINCENT.U.S.$/kWh
COSTO MARGINAL MAXCENT.U.S.$/kWh
ALTAMÍNIMA
9.6
10.6
ALTAMEDIA
6.8
7.3
ALTAMÁXIMA
19
20
BAJAMÍNIMA
15.3
16.8
BAJAMEDIA
15.4
16.1
BAJAMÁXIMA
12
12.9
*tctu
17,00
12,00
7,00
•Ser ¡e2
F I G U R A 23 : C O S T O DEL kWh
10 ,63 7,30 20 ,00
E S T A D O DE LA DEM A N D AMu vio so
— * — • S e ríe 1 9 ,60 6,80 19,00
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
199
CAPÍTULO 5: EJEMPLO DE APLICACFON DEL CALCULO DEL COSTO DEL kWh DEGENERACIÓN.
F I G U R A 2 4 : C O S T O D E L k W h
E S T A D O D E L A D E M A N D AS E C O
Lluvioso Alta, Demanda mínima:
Para (os valores obtenidos en el proceso de cálculo del kWh para el ejemplo,
en demanda mínima y época lluviosa en Paute se tiene la unidad marginal en
la unidad termoeléctrica de la Empresa Eléctrica Ambato.
El costo marginal máximo de operación sería fijado por la central A. Santos
(Vapor) y la central Ambato (Empresa eléctrica Ambato).
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
200
CAPITULO 5: EJEMPLO DE APLICACIÓN DEL CALCULO DEL COSTO DEL kWh DEGENERACIÓN.
Lluviosidad baja, Demanda mínima:
En el escenario de demanda mínima época de estiaje en Paute, las centrales
termoeléctricas, y las centrales hidroeléctricas de paso se encuentran
funcionando, se tiene un valor de costo del kWh de operación fijado por una
unidad de combustión interna (Guangopolo) y G, Hernández. El costo marginal
tomando en cuenta el costo de potencia instalada vendrá dado por la unidad G.
Hernández (E.E.Q.S.A.).
Lluvioso alto, Demanda media:
El costo marginal de potencia instalada para el ejemplo en este escenario
estará fijado por la central Paute (la cual se encuentra con poca carga). El
costo marginal tomando en cuenta el costo de potencia eléctrica instalada
estaría dado por la central Gonzalo Zevallos (propiedad de INECEL,
denominada también en la presente tesis como Salitral 2)
Lluviosidad baja, demanda media:
El costo marginal de potencia instalada para el ejemplo en este escenario
estará fijado por la central Paute (se encuentra sin despacharse en gran parte
de su potencia instalada debido a condiciones energéticas), la central Máchala
(unidad a Bunker-Díesel, perteneciente a (a empresa eléctrica El Oro) se
EL COSTO DEL kWh Pl- GENERACIÓN 2oTERNESTO BEDÓN
CAPITULO 5: EJEMPLO DE APLICACIÓN DEL CALCULO DEL COSTO DEL kWh DEGENERACIÓN. _
encuentra generando y fija el costo marginal de operación en 15.4 ctvos
U.S.$/kWh mínimo y 16.1 ctvos U,S.$/kWh máximo.
Lluvioso alto. Demanda máxima:
El costo marginal de potencia instalada de central despachada es fijado por la
unidad de EiectroquilS - 1 y ElectroquiiS - 2 con 2.83 ctvos U.S,$/kWh, las
unidades 2, 3 y 6 de la Central Térmica A. Santos solamente en la punta de la
curva de carga por su costo de operación elevado, con un costo de potencia
instalada de 3.07 ctvos U.S.$/kWh.
El costo marginal de operación se encuentra fijado por la unidad Santa elena T
(La libertad y Playas), con un costo de 4.1 ctvos U,S.$/kWh , y , el costo
marginal de generación se encuentra determinado por la anterior central, en
una magnitud de 19.0 ctvos. U:S:$/ kWh.
Para cubrir el incremento de carga arrancan las unidades 2,3,5 y 6 de la
C.T.Santos, Machala-México (Grupos Mexicanos propiedad de INECEL), y las
unidades 1 y 2 de la central La Porpicia (Esmeraldasl y Esmeraldas2) la que
fija el costo marginal de generación en 7.3 ctvos U.S.$/kWh.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 202ERNESTO BEDÓN
CAPÍTULO 5: EJEMPLO DE APLrCACION DEL CALCULO DEL COSTO DEL kWh DEGENERACIÓN.
Para este escenario la unidad 2 de la central La propicia fija el costo marginal
por potencia instalada en 2.4 ctvos U,S.$/kWh.
Para la realización del cálculo del costo del kWh de generación se utiliza
como se ha dicho un modelo del S.N.I. realizado por el CENACE, así como el
despacho para este modelo.
Para el análisis del costo del kWh de generación se ha excluido las unidades
contratadas mediante la modalidad PPA, puesto que estas elevan los costos
marginales a niveles antieconómicos distorsionando los resultados obtenidos.
Analizando los resultados, se observa que en cierta forma las unidades y
centrales que no alcanzan un alto factor de planta recuperarán el capital
invertido; téngase por ejemplo el caso de la central Paute en época de estiaje,
para el flujo de potencia analizado (con la demanda del nov. 6 de 1997) tiene
una generación de 12.8 MW en mínima demanda, 356.3MW en demanda
media y, 593,2MW en demanda máxima, por lo que se observa que tiene
factores de planta de:
12.8MW / 1075MW x 100 = 1.19% demanda mínima
356.3MW/ 1075MWX 100 = 33.144% demanda media
593.2MW / 1075MW x 100 = 55.18% demanda máxima
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 203ERNESTO BEDÓN
CAPÍTULO 5: EJEMPLO DE APLrCACIÓN DEL CÁLCULO DEL COSTO DEL kWh DEGENERACIÓN.
Factores de planta muy bajos, donde la gran inversión realizada y no
aprovechada encarece el costo del kWh.
Las condiciones de reserva energética referidos a caudales almacenados y
combustibles hacen que en el sistema se puedan dar condiciones operativas
como despachar unidades térmicas en la base y parte media de la curva de
carga, y unidades hidroeléctricas en demanda pico, produciendo un fenómeno
en el cual a la máxima demanda el costo (y por consecuencia el precio) del
kWh se reduce y en mínima demanda el costo aumenta por estar funcionando
en gran porcentaje centrales térmicas, este caso en el Ecuador se lo puede
tener en el periodo de estiaje.
Para el caso de lluviosidad alta en Paute, la reserva energética permite que
esta central sea despachada en la base de la curva de carga, y en demanda
media, produciendo una baja en el costo del kWh, pero produciéndose un
incremento para el caso de demanda máxima, donde el incremento se debería
al ingreso de centrales para servir el pico de potencia.
En (os anexos se muestran los costos obtenidos para el modelo del S.N.I. Es
importante notar la diferencia en el costo para los estados de demanda mínima,
media y máxima, dicha variación de costos se debe al despacho realizado de
cada una de las centrales en el sistema. Así también es notoria la diferencia
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 20?"ERNESTO BEDÓN
CAPÍTULO 5: EJEMPLO DE APLICACIÓN DEL CALCULO DEL COSTO DEL kWh DEGENERACIÓN.
para dos estados de análisis, estiaje en Paute (Nov6/97) y época lluviosa
Qul17/97).
Una forma alternativa de cálculo de las anualidades son utilizando el C.E.L y el
costo medio de la energía C.M.E. (sin tomar dentro de estos los costos fijos),
parámetros estos utilizados como referencia a nivel internacional. La forma de
cálculo seguida es la siguiente:
Anualidad [U.S.$/h] = (C.E.I. x Potencia instalada x factor de anualidad)/(365 x
24) horas al año.
En los anexos se presentan (os resultados obtenidos,
El cálculo del pago por capacidad no debería ser fijado por el costo marginal de
reserva, puesto que de a cuerdo a los resultados obtenidos este influiría
notablemente en el costo del kWh encareciendo el servicio. Además, el
organismo competente según la Ley deberá establecer las reglas para
determinar la capacidad susceptible de ser remunerada como reserva; la
compensación mensual por el tiempo de puesta a disposición de la capacidad
de reserva y si hubiera excedentes de dicha capacidad, además de las reglas a
seguir para implementar el proceso (¡citatorio contemplado en la Ley.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 205ERNESTO BEDÓN
CAPÍTULO 5: EJEMPLO DE APLICACIÓN DEL CÁLCULO DEL COSTO DEL kWh DEGENERACIÓN.
5,2 DETERMINACIÓN DEL COSTO ÚNICO.
Para el modelo analizado se tiene las curvas de carga del sistema en los días
16 de julio y del 19 de noviembre de 1997, y las respectivas curvas de
duración de carga.
En el análisis realizado se obtuvo los costos marginales para 'demanda
máxima, media y mínima.
En los anexos se muestran las curvas de carga y sus respectivas curvas de
duración de carga para un día típico (miércoles) del mes de noviembre y julio
de 1997.
La duración de la curva de carga está hecha basándose en tres períodos,
demanda mínima, 2 4 - 8 horas, demanda media 9 -17 y de 22 a 23 horas,
demanda máxima de 18 a 21 horas.
TABLA 23:DURACIÓN DE CARGA HIDROLOGÍA LLUVIOSA (jul/97)
Bloque
Mínima demanda
Demanda media
Máxima demanda
Potencia media MW
1017.462
1337.041
1716.72
Duración horas
8
12
4
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
206
CAPÍTULO 5: EJEMPLO DE APLICACIÓN DEL CALCULO DEL COSTO DEL kWh DEGENERACIÓN.
TABLA 24: DURACIÓN DE CARGA HIDROLOGÍA SECA (nov/97)
Bloque
Mínima demanda
Demanda media
Máxima demanda
Potencia media MW
994,125
1284.983
1688.6
Duración horas
8
12
4
Se tienen los casos de hidrología media, seca y crítica, para el ejemplo
realizado se tiene dos casos, hidrología seca (crítica), cuya probabilidad será
tomada como 70% de ocurrencia anual o mayor, e hidrología lluviosa con un
30% de probabilidad de ocurrencia anual o mayor, por tanto se tiene:
SCMAj De Te = ZCMAe De Te
de donde;
CMAj = (ECMAe De Te) / ( S De Te)
Donde:
CMAj = es el costo medio por época, para el ejemplo j-2 época lluviosa o
época estiaje
CMAe = es el costo para cada escalón e de la curva de duración de carga, para
el ejemplo e= 3 demanda mínima, media y máxima.
De = es la potencia media de cada escalón e de la curva de duración carga,
para el ejemplo e= 3 demanda mínima, media y máxima.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
207
CAPÍTULO 5: EJEMPLO DE APLICACIÓN DEL CÁLCULO DEL COSTO DEL kWh DEGENERACIÓN.
Te = es el periodo de tiempo o duración del escalón e de la curva de duración
de carga.
Se obtiene un resultado utilizando los costos margínales mínimos, la misma
metodología se sigue a continuación utilizando los costos marginales máximos.
Con esto se ha obtenido el costo único para dos alternativas, una con costos
época de lluviosidad baja y otra con costos época de lluviosidad alta en Paute,
si se dispone de una probabilidad de ocurrencia de estos casos se tiene:
E(CMA) = CMAj Pj
Donde:
Pj es la probabilidad de ocurrencia de del caso j, en nuestro ejemplo j = 2 con
costos época de lluviosidad baja y otra con costos época de lluviosidad alta en
Paute.
CMAj es el costo en cada caso, en general se puede plantear varios casos,
debido a la incidencia de la hidrología, disponibilidad de las centrales y factores
económicos que afecten al sector eléctrico, sin embargo por facilidad en el
ejemplo solo se ha considerado dos casos, estos relacionados con hidrología
seca y lluviosa, con un rango en variación en costos limitado por un costo
mínimo y un costo máximo.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 20íTERNESTO BEDÓN
CAPÍTULO 5: EJEMPLO DE APLICACIÓN DEL CALCULO DEL COSTO DEL kWh DEGENERACIÓN.
A continuación se presentan ios resultados de este cálculo:
Para el límite inferior fijado por los costos mínimos
TABLA 25: DETERMINACIÓN DEL COSTO MARGINAL MEDIO CMAj
(MÍNIMO)
LLUVIOSIDAD PAUTE:ESTADO DE CARGA:
COSTO MARGINALMÍN CENT.U,S.$/KWhCMAeDeTeLLUVIOSIDAD PAUTE:CMAjPROBABILIDAD DEOCURRENCIACOSTO ÚNICO
ALTAMÍNIMA
9,60
9,60994
8ALTA
10,270,3
13,31
ALTAMEDIA
6,80
6,801285
12BAJA
14,620,7
ALTAMAXIMA
19,00
19,001684
4
BAJAMÍNIMA
15,30
15,301017,5
8
BAJAMEDIA
15,40
15,401331
12
BAJAMAXiMA
12,00
12,001716,7
4
Para el límite superior fijado por los costos máximos
TABLA 26: DETERMINACIÓN DEL COSTO MARGINAL MEDIO CMAj
(MÁXIMO)
LLUVIOSIDAD PAUTE:ESTADO DE CARGA:
COSTO MARGINALMÁXCENT.U.S.$/KWhCMAeDeTe
LLUVIOSIDAD PAUTE:CMAjPROBABILIDAD DEOCURRENCIACOSTO ÚNICO
ALTAMÍNIMA
10,63
10,63994
8
ALTA11,02
0,3
14,21
ALTAMEDIA
7,30
7,301285
12BAJA
15,570,7
ALTAMAXIMA
20,00
20,001684
4
BAJAMÍNIMA
16,80
16,801017,5
8
BAJAMEDIA
16,10
16,101331
12
BAJAMAXIMA
12,90
12,901716,7
4
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
209
CAPÍTULO 5: EJEMPLO DE APLICACIÓN DEL CALCULO DEL COSTO DEL kWh DEGENERACIÓN.
Se podría decir que estos "costos únicos" serán el límite de fluctuación del
costo esperado del kWh de generación; sin embargo, si se dispone de una
probabilidad de ocurrencia de estos escenarios de mercado de tendría:
E(CMA) = CMAj Pj
Donde:
Pj es la probabilidad de ocurrencia de del caso j
CMAj es el costo en cada caso.
Para la aplicación del modelo al cálculo del costo del kWh de generación en el
S.N.I., se puede utilizar el documento de INECEL titulado "Equipamiento de
generación del Sistema Nacional Interconectado" -S.N.I.- DPT/020/97 de
agosto de 1997, donde se indica el parque generador disponible en el país
hasta octubre de 1996. En los anexos se presenta el parque generador
disponible en el ámbito nacional, actualizado a diciembre de 1997, además se
presenta la energía mensual disponible referida a los siguientes escenarios de
disponibilidad:
Hidrología media (50% de probabilidad de ocurrencia anual o mayor),
Hidrología seca (95% de probabilidad de ocurrencia anual o mayor),
Disponibilidad crítica (hidrología con 95% de ocurrencia para todas las plantas
hidroeléctricas; y, para Paute los caudales mensuales mínimos, además este
escenario contempla como margen de reserva, que no estaría disponible la
mayor unidad generadora térmica del sistema actual) (133MW Trinitaria).
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 2ÍO~ERNESTO BEDÓN
CAPÍTULO 5: EJEMPLO DE APLICACIÓN DEL CÁLCULO DEL COSTO DEL kWh DEGENERACIÓN. _
El estado actual de las plantas generadoras de INECEL consta en ei
documento "Estado de Funcionamiento de las Centrales Térmicas e
Hidráulicas", preparado por la Dirección de Operación del Sistema Nacional
Interconectado -DOSNI- de INECEL .
(Pían de Electrificación del Ecuador, Periodo 1998-2007, Consejo Nacional DE
Electricidad, Junio de 1998, Quito - Ecuador).
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
CAPÍTULO 6: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
CAPÍTULOS
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
6.1 CONCLUSIONES
Del análisis de los varios métodos y teorías existentes para el cálculo del costo de
generar energía e instalar potencia eléctrica se puede concluir que estos métodos tienen
características diferentes, entre ellas se pueden anotar:
Debido a la politización de las tarifas eléctricas; tío tendrían validez los principios
de cálculo de costos marginales, en especial tomando en cuenta que el sector
eléctrico en nuestro país actualmente se halla en crisis, por lo que el sector requerirá
obtener prósperos beneficios para así recuperar su solvencia, todo esto exigiría un
impacto en la sociedad y en la política de nuestro país.
La necesidad de que cada compañía o empresa de generación calcule sus costos,
implica que tendrá los costos increméntales o marginales del sistema o del nodo solo
como una referencia, pues independientemente de cuanto sean estos la empresa
tendrá que recuperar los gastos incurridos en la producción de su mercadería, en este
caso la energía eléctrica.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN " 2\2ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 6: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
La nueva Ley del sector eléctrico prevé el uso de costos marginales para las
transacciones en el mercado eléctrico, pero no prevé aún ningún reglamento la
metodología de cálculo de- estos costos ni determina aún nodos. Sin embargo las
empresas de generación tienen que hacer un cálculo de los gastos o costos contables
incurridos en su ejercicio y comparar con los costos marginales que se pudieren
determinar en el nodo por el organismo regulador.
En el sector eléctrico el razonamiento de un producto simple y argumentos construidos
sobre el mecanismo de competencia pueden conducirse desacertadamente.
La generación eléctrica es un caso de producción donde se muestra la presencia de una
economía de escala, puesto que se reducen los costos si se tuviese un factor de planta de
cercano a uno. Esto lleva a expresar también que una industria eléctrica de generación,
que logre reducir los costos masifícando su producción, tendrá una estructura de costos
decreciente, explicando esto con mayor claridad, si se tiene que el costo total de
producción de un número determinado de mercaderías es menor o igual que el costo
total de producción de un número mayor de mercancías, se presenta la subaditividad de
costos. En la presencia de costos subaditivos y/o economías de escala, la noción
tradicional de competencia se torna redundante.
Si la producción de energía en escala en una determinada región prueba ser tan barata
como la producción de varias pequeñas compañías, es generalmente cierto que:
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 213ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 6: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
El número eficiente de empresas dando servicio en el mercado no puede exceder el
número requerido por el mercado.
La industria eficiente incluye, como mínimo, una empresa grande abasteciendo una
mínima parte del mercado. Consecuentemente., no será eficiente reemplazar una
empresa grande con empresas pequeñas especializadas.
Además con costos decrecientes la disciplina ejercida por competencia potencial será
reducida' a. cero. Esto se debe a que costos decrecientes participan contra entrada y
salida.
En el sector eléctrico ni en promedio ni en el margen existe una unidad de electricidad
homogénea que pueda servir como estándar para contabilidad de costos, precios y
tarifas. Sin embargo, las demandas de centrales de generación son distintas y sus costos
cambian en concordancia con el orden del despacho de carga, dependiendo de dos
factores, la curva de duración de carga y la mezcla de capacidad instalada.
En- el mismo ámbito,, puede, ser imposible aislar el impacto del costo específico del
cambio en la curva de demanda. El cambio en la curva de duración de carga puede
afectar por completo el despacho económico y en consecuencia cambiar el costo
promedio a través de todas las demandas dependiendo de su importancia dentro de la
curva.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN . 214ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 6: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Por otra parte, con economías de escala, el costo total de proveer un conjunto de
demandas excede la suma de costos increméntales de demandas esnecíficas. Así mismo
en ía. nresenCÍS. de IOS COmUne5 CnQtnc fíí*"^ ^ prTinnrníac Hp pccaln la cuma rtnrtHprsiHaf •"•*"•"•* " *•""*•*•"**••'-' —V"-^-" "J.-,— — VVU*.W11..^».U _„ u^ . , ,„. _,*....^ f""—•.———•
de costos marginales específicos del producto caen por debajo de los costos totales.
Luego, la ubicación de precios y costos a través de las demandas es una tarea compleja
que no se efectúa con la ayuda de la aritmética de un producto simple.
En la estrategia de ñjar o imponer tarifas, se tienen que observar;
El impacto social.
Implicaciones financieras y contables.
Consideraciones de igualdad.
Requerimientos de información (mediciones energéticas).
La necesidad de leyes y reglamentos, así como también los incentivos necesarios
para implementar la estrategia.
Básicamente, las estrategias de la electricidad tomada como un producto compuesto
tiene que negociar con una variedad de intereses y objetivos.
En teoría el precio de tiempo de uso y el costo marginal de corto plazo se ajustan a las
características del sector eléctrico, logrando las mejores metas de eficiencia.
Estrictamente hablando, esta propuesta, mantenida en un contexto de equilibrio parcial,
puede no ser válida si se toma en cuenta la macroeconomía.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 215ERNESTO BEDQN
fc-
CAPÍTULO 6; CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Si el método de costos marginales expone la utilidad a pérdidas financieras, este método
podría no ser permanentemente necesario para la eficiencia económica; en realidad, este
método podría ser igualmente ineficiente. Así, para que la metodología de precios en
base de costos marginales sea la mejor en el crecimiento de eficiencia, deben estar
ausentes las distorsiones financieras.
De cualquier manera, si la metodología de costos marginales prueba ser factible y
económicamente eficiente es difícil que funcione debido a lo concerniente a criterios de
bienestar social. Una distribución de eficiencia implica que los mercados son
transparentes, lo que en la práctica se logra muy difícilmente.
El nuevo modelo de comercialización de la energía eléctrica se basa en el cálculo de
costos marginales, los cuales serían determinados sobre la base del costo de generación
de la unidad marginal. La validez de una tarifación basándose en costos marginales se
verá afectada en nuestro país, por las características del sector eléctrico, una de ellas, es
que el sistema es deficitario, necesita grandes inversiones, y a fin de soportar la
demanda máxima en épocas de sequía (cuenca del Paute) se ha afectado el despacho
económico haciendo funcionar durante horas no pico centrales costosas" en lugar de
hidroeléctricas, con lo que se consigue el almacenamiento de agua, necesaria esta para
la generación en horas pico.
Lo anterior muestra que en el caso de Ecuador, y en general que cada país tiene sus
particularidades diferentes, por ejemplo comparando con otros países se tiene:
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 216ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 6: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
TABLA 27: CAPACIDAD INSTALADA POR TIPO DE PLANTA [MW]
ARGENTINA
SOLIVIA
COLOMBIA
CHILE
ECUADOR
PERÚ
HIDRO
6610
0
6707
3099
1471
2395
TERMO
10172
155
2892
2050
808
1706
GEOTERMO
1
0
0
0
0
0
NUCLEAR
1018
0
0
0
0
0
TOTAL
17801
155
9599
5149
2279
4101
TABLA 28: GENERACIÓN POR TIPO DE PLANTA [GWh]
ARGENTINA
SOLIVIA
COLOMBIA
CHILE
ECUADOR
PERÚ
HIDRO
19202
1351
22136
17606
5126
9783
TERMO
26883
1061
13857
3891
2094
3349
GEOTERMO
0
0
0
0
0
0
NUCLEAR
8778
0
0
0
0
0
TOTAL
54864
2412
35993
21497
7220
13132
(Datos obtenidos de: Energy Statics, OLADE, versión N° 5, Quito- Ecuador, julio 1993)
Solivia tiene un sistema termoeléctrico, condición que facilita el despacho económico
por las características no diferentes entre tipos de generación.
Perú tiene un 58.4% de potencia hidroeléctrica comparada con toda su potencia
instalada, y un. 74.49% de la energía generada proviene de centrales hidroeléctricas.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
217
CAPÍTULO 6: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
-rColombia tiene un 69.8% en potencia hidráulica instalada con relación a su potencia
total instalada y un 61.5% de la energía generada proviene de centrales hidráulicas.
En el Ecuador se tiene 64.5% de potencia hidráulica instalada y 70.95 de la energía
proviene de centrales hidráulicas, diferenciándose con Perú, por la existencia del S.N.I.
(anillo interconectado), y de Colombia puesto que el 61.5% (en relación con el 69.8%
Potencia hidráulica instalada) es energía de centrales hidráulicas.
Particularidades del Sector Eléctrico Ecuatoriano señaladas anteriormente como;
Sistema hidrológico
Generación en potencia y energía hidráulica mayoritario
Necesidad de grandes inversiones
Se suman al hecho de que en el Ecuador no se han respetado los planes de expansión del
sistema enmarcados dentro del "Plan Maestro de Electrificación", por lo que el futuro
del sector es incierto y no cuenta con una programación certera de ejecución de futuras
centrales de generación.
La aplicación estricta de la teoría de costos marginales establece los costos marginales a
corto y largo plazo, sin embargo se puede tratar de asociar dichos costos marginales
debido a potencia por separado a los de energía, obteniéndose costos marginales de
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 218ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 6: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
potencia y costos marginales de energía, pero debe considerarse que esta distinción no
puede separar en costos solamente debido a potencia ni solamente debidos a energía.
El proceso de fijar una tarifa no es un procedimiento estrictamente contable, sino uno
muy complejo, para el cual no solo existe la metodología de costos marginales, los
cuales además de ser complicados de calcular, debido a que dependen de una función de
costos no conocida, requieren de la instalación de equipos de medición y
comunicaciones que permitan disponer de la información en tiempo real para
determinar y evaluar el estado del sistema.
Para la obtención del pronóstico de la demanda de energía y potencia en el sector
eléctrico ecuatoriano no se ha tomado en cuenta la elasticidad demanda - precio, puesto
que el precio de la energía eléctrica en el Ecuador ha sido fijado políticamente, sin tener
grandes variaciones de año en ano, sin embargo el nuevo esquema exige la eliminación
del subsidio general remplazándolo por uno focalizado, lo que provocará el incremento
de precios y un efecto importante de esta elasticidad en la proyección de la demanda.
La simulación del Sistema Nacional Interconectado .utilizando paquetes
computacionales debe tomar en cuenta un modelo aproximado de este, dicho modelo
pennitirá obtener costos marginales por nodo, por área, por sistema, y las transacciones
energéticas que serán necesarias realizar, dentro de un marco de despacho económico.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN ' 219ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 6: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Se tiene que tomar en cuenta que un despacho económico no solo depende de los costos
de generación, sino de las restricciones y características del sistema eléctrico, puesto
que en el sistema eléctrico ecuatoriano se producen condiciones críticas como la de
escasez de energía por el estiaje, la incapacidad de generar en Paute su potencia máxima
por restricciones de transmisión (esto en periodo lluvioso), dichas condiciones obligan
a condiciones particulares como que el porcentaje de generación hidroeléctrica aumente
en horas pico reduciendo o manteniendo la generación térmica, lo que se verá reflejado
en el costo del kWh a hora pico, implica también que los costos marginales de
suministro de energía de un sistema no están en función solamente de la demanda, sino
también del modelo en la que esta se produce.
El cambio en el sector eléctrico traerá como consecuencia el impulso investigativo
dentro de las empresas de generación, puesto que se requerirá determinar parámetros,
características y datos varios para la optimización de la generación, entre estos como
ejemplo se tiene: función consumo de calor, en ciencia, autoconsumo, tiempo de
conexión y desconexión del sistema, etc..
En el cálculo del kWh de generación se ha supuesto que el costo de operación es
función solamente de las potencias activas, sin embargo en el nuevo esquema de
competencia en la generación se debe tomar en cuenta la generación de reactivos
dándole su importancia en la consecución de calidad del servicio.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 220ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 6: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Difícilmente se puede generalizar una fórmula matemática para su aplicación en la
determinación del costo de instalación de diferentes tipos de centrales de generación,
aún si las centrales fuesen del mismo tipo y tecnología cada proyecto tiene sus
características diferentes de otros, así como también se lo realiza en lugares diferentes,
bajo condiciones económicas y financieras diferentes.
Es apreciable el impacto del tamaño de las unidades de generación en la confíabilidad
del sistema y en el costo de producción por lo que cualquier método de cálculo de costo
probabilístico y nuevos algoritmos basados en el costo de producción probabilístico que
toman en cuenta la adición de grandes o pequeñas centrales de generación deberán
tomarlo en cuenta.
El cálculo del costo del kW instalado puede convertirse en un problema de
planificación, donde las alternativas de expansión dependerán de la probabilidad de
ocurrencia de un requerimiento de energía y potencia eléctrica, además, la
determinación de dicho costo debe tener en cuenta que en el mundo real las unidades
de generación, generalmente consideradas para la expansión no tienen una capacidad
en números continuos, es decir su capacidad esta en tamaños enteros. Para determinar la
capacidad de las plantas a instalarse, se tiene que aceptar que la instalación de una gran
central puede encarecer el costo del kW instalado si no esta de acuerdo al incremento
de la demanda, pero sin embargo, esta central "grande" puede compartirse con otros
sistemas, dando la posibilidad así de reducir el costo de instalación, utilizando una
central grande (aplicación de economía de escala).
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 221ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 6: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Cualquier método que se utilice para tratar de resolver el problema de planificación y
expansión del sistema, está expuesto al error, desde por ejemplo: la asunción de las
curvas de entrada - salida de las unidades a ponerse en servicio, la probabilidad de
salida de servicio (compuesta dicha probabilidad de salidas forzadas y la de salidas de
mantenimiento), los derating de las unidades los cuales son aleatorios en la naturaleza,
todos estos, parámetros importantes en la búsqueda de la solución, y que no pueden ser
sino asumidos en vías a encontrar la planificación futura y los planes de expansión del
sistema.
En un mercado competitivo, donde se tendrá una incertidumbre acerca de la demanda
futura, el corto tiempo de instalación de las unidades y la rapidez de recuperación de
capital invertido reducen las desventajas económicas de las unidades grandes.
Escoger el tamaño óptimo de las unidades en el plan de expansión de la generación es
un difícil problema, donde se tiene que tomar en cuenta entre otros factores, los
requerimientos de mantenimiento, características operativas y de flexibilidad del diseño.
El método de cálculo del costo de generación del kWh, podría utilizar más puntos que
los tres utilizados en el capítulo 5, es decir, utilizar la curva de carga con 24 puntos de
demanda, y con el despacho realizado para cubrir cada uno de estos puntos, determinar
el costo margina], y luego el costo único diario; así mismo, se podría tomar cuatro casos
de incidencia de hidrología en lugar de los dos tomados (lluvioso, sequía o estiaje), cada
uno con una probabilidad de ocurrencia. De esta forma se logrará tal vez un análisis y
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 22ÍERNESTO BEDON
CAPITULO 6: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
determinación del costo marginal de generación del kWh diario más aproximado al real,
así como un pronóstico acertado al futuro costo de generación del kWh.
Mediante el análisis de los costos de generación del kWh de cada una de las centrales en
el modelo utilizado se deduce que en un sistema en el cual la carga cambia rápidamente
se requerirá gran cantidad de potencia de reserva, por lo que se encarecen los costos.
También se observa que debido a una forma de la curva de carga donde los picos son
elevados, se tiene que despachar centrales o unidades costosas, sumándose a esto los
costos de arranque y conexión; lo que produce costos altos de la energía en el pico.
Existen centrales en el modelo, las cuales tienen valores grandes del costo del kWh,
puesto que no generan la potencia efectiva de que son capaces, existiendo un bajo factor
de utilización, esto hace que se recupere la inversión "ociosa" en el costo del kWh
generado.
Para el análisis del costo del kWh de generación se ha excluido las unidades contratadas
mediante la modalidad PPA, puesto que estas elevan los costos marginales a niveles
antieconómicos distorsionando los resultados obtenidos.
El costo del kWh de generación obtenido para la época de baja lluviosidad en Paute,
refleja la incidencia de esta en la operación del sistema, puesto que en el pico tiene un
costo del kWh de generación relativamente menor que para el caso de demanda media,
identificándose esto con la entrada en operación de Paute suministrando la potencia
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN " 223ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 6: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
necesaria para sostener la demanda máxima, y luego para e] resto de demandas saliendo
de operación varias unidades para represar agua en su embalse.
El modelo utilizado para el ejemplo contiene varias centrales que difieren por su tipo,
sus costos y producción de potencia y energía eléctrica, estas características hacen que
el cálculo se acerque al costo real de cálculo del kW y kWh, constituyendo un ejemplo
explicativo y detallado de la metodología de cálculo.
Para obtener el costo de generación se debe tener, datos del manejo económico de las
empresas de generación, las funciones de costo de las unidades, conocimiento de la
magnitud de las variables que afectan la vida útil de las instalaciones, un plan de
inversión, todos estos de difícil pronóstico por lo cual no conviene decir que el costo de
generación determinado es exacto, siempre dependerá como se ha dicho de varios
factores.
Sobre la base de los criterios indicados conviene la utilización del término: costo
referencial de generación, con la explicación de que el costo de generación real cambia
dependiendo del tipo de central, y tal ves incluso del tipo de administración de la
central.
El costo del kWh de generación se puede determinar con los costos marginales para
demanda mínima, media y máxima para el estado hidrológico lluvioso esperado, y
valores para demanda mínima, media y máxima para el estado hidrológico lluvioso
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 224~ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 6: CONCLUSIONES Y RECOMEND ACIONES
esperado, siendo un total de 6 valores de costos marginales, esto no implica que solo se
puedan tomar seis valores costos marginales para el cálculo, sino que podrían tomarse
otros 6 puntos así como su probabilidad de ocurrencia.
La LRSE y el RGSRGLRSE prevén la realización de reglamentos, regulaciones y
normas como por ejemplo:
Reglamento de Sumiriistro del Servicio Eléctrico,
- Reglamento de Importación y Exportación de Energía,
Reglamento de Funcionamiento del Mercado Eléctrico Mayorista,
Reglamento de Funcionamiento y Constitución, del Directorio del CENACE,
Regulaciones sobre Seguridad y Protección del Medio Ambiente
En dichos Reglamentos está pendiente la posibilidad de fí ¿ación de cláusulas en
contratos a plazo realizados entre Generadores y Distribuidores, Generadores y Grandes
Consumidores, Distribuidores y Grandes Consumidores, que permitan la actualización
del costo del kWh y kW de generación antes de la finalización de dicho contrato. Para
los Consumidores finales se puede prever la aplicación de tarifas estacionales.
6.2 RECOMENDACIONES:
Es ..evidente la falta de capacidad del estado para invertir en el sector eléctrico,
delegando a través de Ley a la empresa privada esta responsabilidad, frente a esto es
innegable la necesidad de que exista una participación del sector privado en la ejecución
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 22?ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 6: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
de nuevos proyectos para el desarrollo de la industria eléctrica, por lo cual es menester
contar con un marco legal en el menor tiempo posible que proporcione reglas claras
que garanticen la inversión y que posibiliten un ambiente de confianza para la ejecución
de sus actividades.
El espíritu de la Ley y Reglamentos debe ser el de propiciar la capitalización de las
empresas de generación, más no solamente la venta de los activos de las mismas,
El desarrollo del sector eléctrico debe estar enmarcado en una línea general de ahorro de
combustibles fósiles y de maximización de la explotación de energías renovables, por
ello la planificación debe ser obligatoria para el desarrollo del enorme potencial de
energías renovables con las que cuenta el país.
El nuevo modelo de Mercado Eléctrico tendrá que tomar en cuenta todas las
particularidades del sector eléctrico ecuatoriano, tanto en cuanto a medios de
producción de la mercancía electricidad (Potencia y Energía), como en cuanto a los
requerimientos del mercado (demanda - precios), conviene también la adopción de un
sistema de focalización de subsidios que pudiesen estar presentes en el sector y un
método de evaluación del beneficio social que produzcan.
La nueva estructura u otro marco legal deberá especificar si el costo marginal tomado
como referencia es el de nodo o el de sistema, puesto que podría existir una diferencia
considerable entre estos, el nuevo esquema de competencia en la generación debe tomar
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 226~ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 6: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
en cuenta la generación de reactivos a través de los Reglamentos, dándole su
importancia en la consecución de calidad del servicio.
En esta tesis se ha analizado la metodología para el cálculo del costo del kWh de
generación, dicho método, ha tomado los valores de arranque, de conexión y de parada
como fijos, sin embargo estos no lo son, dichos métodos reflejan costos relacionados
con el calentamiento, estrés térmico y desgaste de equipos. Por esto es importante y
recomendable la realización de tesis e investigaciones específicas para estimar los
costos de arranque y parada en las centrales del S.N.I. así como una modelación
matemática de estos.
El país se beneficiaría económicamente mediante la reducción del costo del kWh de
generación y la reducción de las inversiones necesarias para mantener un rango de
reserva grande, para esto se debe buscar un método para mejorar la curva de carga del
sistema eléctrico ecuatoriano, surge entonces la necesidad de plantear trabajos de
investigación multidiciplinarios a fin de encontrar la manera de mejorar la forma de la
curva de carga y evaluar los beneficios económicos que se lograrían con esto.
Para la realización del cálculo del costo del kWh y kW de generación en el Ecuador se
debe realizar un estudio de las características de entrada - salida de las centrales de
generación, tanto de las termoeléctricas e hidroeléctricas, con el fin de obtener una
modelación del Sistema Eléctrico Ecuatoriano que permita la realización de una
simulación de despacho económico.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 227ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 6: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
La realización de un despacho económico del sistema, debe comenzar una etapa de
análisis de costos, medidas operativas y optimización que permitan delimitar en parte
los indicativos del Plan de Expansión. Así mismo, se debe realizar un análisis de la
elasticidad demanda - precio, para determinar el crecimiento de la demanda y
pronóstico del mercado eléctrico.
Estudios de las variables económicas que afectan el consumo de energía eléctrica, y en
consecuencia la forma de la curva de carga deberán ser realizados, con el fin de
aplicación de planes para el ahorro de energía y reducción de la demanda pico en el
sistema, demanda esta que es responsable de la necesidad de instalación de gran
capacidad de generación y su respectivo costo.
Es recomendable la realización de estudios de transacciones energéticas entre el
Mercado Eléctrico Ecuatoriano y mercados eléctricos de países de la región,
principalmente Colombia y Perú, tanto en la parte económica como de ingeniería
eléctrica.
Luego de encontrado el costo del kWh de generación, conviene identificar las causas
por las que este valor podría cambiar, la realización de estudios de sensibilidad podrán
ayudar en el pronóstico del costo de generación a futuro, así como la identificación de
parámetros factibles de modificar para así obtener una reducción en el costo del kWh de
generación.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 228ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 6: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Los costos de generación son un componente de la tarifa final que deberá pagar el
Consumidor, por tanto luego de encontrar el costo de generación, se inicia un proceso
de cálculo, en donde se toma en cuenta la incidencia de costos de Transmisión,
Distribución y Comercialización, que además deberán tomar en cuenta el uso final de la
energía, como un bien de consumo o un bien de producción, y la clasificación del
usuario tomando en cuenta, no su nivel de ingresos sino el nivel de gastos que realice y
los servicios a los que tiene acceso como indicadores mas certeros de su condición
económica.
Es recomendable la realización de un estudio de rentabilidad económica de cada una de
las centrales de generación en el sistema eléctrico ecuatoriano, con la finalidad de
determinar el costo del kW instalado, tomando en cuenta criterios como el de negocio
en marcha, demanda insatisfecha, y otros que ayudarán a atraer la inversión en nuevas
centrales, así como la compra de acciones de las compañías generadoras ya existentes.
Se debe difundir a Consumidores, Distribuidores y Generadores los costos de
producción de energía eléctrica, de servicio al usuario, y las nuevas reglas del Mercado
Eléctrico.
Es necesario el análisis del caso en el cual el costo del kWh de generación fijado a
través de contrato, y reflejado al usuario daría la impresión de que el usuario está
subsidiado cuando la producción de energía eléctrica es en periodos de precios altos de
combustible o baja disponibilidad hidrológica, y beneficiando al productor en épocas de
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN " 229~ERNESTO BEDÓN
CAPITULO 6: CONCLUSIONES Y RECOiMENDACIONES
alta disponibilidad hidrológica o bajos precios de combustible, esto puede ser cierto,
pero no se ha tomado en cuenta factores económicos, como son la tasa de interés, el
periodo de rotación de capital en la empresa, que podrían afectar un tanto la noción
anterior, produciendo beneficios adicionales o pérdidas a la empresa de generación o
distribución.
En el nuevo esquema, el costo de producción de energía y potencia eléctrica será
transferido en su totalidad al usuario final, esto hará subir el valor de la tarifa eléctrica,
se espera como consecuencia el cambio de la curva de carga del sistema, así también el
cambio de la curva de duración de carga. Estos cambios serán mantenidos hasta el
condiciones diferentes de la economía a nivel nacional, puesto que un alto porcentaje de
la demanda de energía son producidos por requerimientos de Consumidores
residenciales, los que cambiarían sus hábitos de consumo de energía eléctrica y los
mantendrían si se mantiene sus ingresos.
Es conveniente por lo tanto la realización de un estudio social y económico que pueda
ayudar a predecir la duración de este fenómeno y sus consecuencias en el mercado y
planificación del sector eléctrico, así también se recomienda un estudio social y
económico del efecto de la aplicación de tarifas estacionales a los usuarios finales.
El factor de responsabilidad de carga, toma en cuenta los comportamientos típicos de:
relación de participación de las demandas máximas individuales de los clientes en la
demanda colectiva y por tanto, su incidencia en la participación de los costos de
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 230~ERNESTO BEDON
CAPITULO 6: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
capacidad de transmisión y distribución; y, la participación de la energía demandada por
los clientes en los periodos horarios establecidos, como medio de ponderación del costo.
La incidencia de tomar en cuenta este factor debe ser analizada, puesto que en el
mercado eléctrico, los Consumidores responsables por la necesidad de ampliación de
capacidad instalada en el sistema de cierta manera también son subsidiados por los
usuarios que no lo son. Por ejemplo, los usuarios que pagan un cierto valor por la
utilización en horas pico son responsables también de los costos en que se incurre al
ampliar la capacidad de las instalaciones, sin embargo, dichas instalaciones también
serán usadas por usuarios fuera de la punta de la curva de carga, los cuales en un futuro,
con el incremento de la demanda, se verán beneficiados por este incremento de la
capacidad instalada.
Es necesario el estudio de pérdidas en todos los ámbitos del sector eléctrico, técnicas, no
técnicas, de comercialización y administración, estudio este que deberá ser enfocado a
la determinación de empresas óptimas de generación, y determinación del costo de
producción de energía y potencia eléctrica, así como la determinación del costo de
energía para el usuario final.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDQN
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EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 235ERNESTO BEDÓN
GLOSARIO
AUTOPRODUCTOR: Productor Independiente de Electricidad que produce energía para
su propio consumo, pudiendo tener excedentes a disposición de terceros o del Mercado
Eléctrico Mayorista a través del Sistema Nacional Interconectado o de los sistemas
aislados.
CALIENTE (Reserva caliente): Para el caso de centrales a vapor, cuando los calderos
están listos en disposición de accionar una turbina.
CAPACIDAD: Potencia de generación eléctrica instalada, (Art. 46 del derogado
Reglamento General de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, suplemento Registro
Oficial N.82 1996/12/4).
COMERCIALIZACIÓN: Actividad que forma parte de las obligaciones del Distribuidor,
dirigida a la venta de energía eléctrica a los Consumidores y que consiste en la medición
del consumo, facturación, cobranza y demás aspectos relacionados con la utilización de la
energía eléctrica.
CENACE: Centro Nacional de Control de Energía
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 236ERNESTO BEDÓN
GLOSARIO DETERiVíTNOS
CONELEC: Consejo Nacional de Electricidad.
CONTINGENCIAS: Es un evento que produce que un equipo no pueda dar su servicio
por ejemplo, sí falla una línea, generador o transformador. Generalmente los elementos se
diseñan en primera contingencia, ósea cuando ocurre una sola falla.
CONSUMIDOR: Persona natural o jurídica, que acredite dominio sobre una instalación
que recibe el Servicio eléctrico debidamente autorizado por el Distribuidor, dentro del área
de la Concesión. Incluye al Consumidor Final y al Gran Consumidor.
CONSUMO DE CALOR: Se define como una cantidad de calor consumida por la
máquina para diferentes valores de potencia entregada
CONSUMO ESPECÍFICO DE CALOR: Los valores del consumo específico de calor
para diferentes valores de potencia entregada se pueden obtener directamente de la curva
de consumo de calor, dividiendo el valor de entrada por el correspondiente valor de salida
en cada punto.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 237ERNESTO BEDÓN
CONSUMIDORES: Término con el que se refiere la actual LRSE a los clientes de una
empresa comercializadora.
CONSUMIDOR REGULADO: Consumidor ubicado en el área de servicio de un
Distribuidor, cuyo abastecimiento de electricidad está sujeto a las regulaciones y tarifas
establecidas en la Ley.
COSTO ÚNICO: El costo probable del kWh de generación, costo marginal esperado en el
transcurso de un año. Este costo único es un. costo referencia! que puede ser utilizado por
los Generadores para determinar el precio de venta de energía y potencia eléctrica en un
contrato a plazo.
COSTO MARGINAL DE POTENCIA (CMP): Se define como el costo en que se
incurre para producir una unidad adicional de potencia (kW). Este costo se lo relaciona con
el costo de desarrollo de las unidades que operan en la punta de carga del sistema, es decir,
el costo económico de ampliar la capacidad instalada'mediante unidades diesel o turbinas a
gas de tamaño y características adecuadas al sistema que corresponda.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 238ERNESTO BEDÓN
GLOSARIO DE TÉRMINOS
DESPACHO ECONÓMICO: Es la asignación específica de carga a las unidades de
generación para lograr el suministro de energía de mayor economía en condiciones de
confiabilidad atendiendo las variaciones de la oferta y la demanda.
DISTRIBUIDOR: Empresa eléctrica titular de una concesión que asume, dentro de su
área de concesión, la obligación de prestar el Servicio público de suministro de electricidad
a los Consumidores
EXTRACTO: El documento o serie de documentos publicados por cada Distribuidor en el
cual se indican, en forma breve y con lenguaje claro, las condiciones del Servicio,
incluyendo los normativos de las características de las interfaces entre las instalaciones del
Consumidor y del Distribuidor y las estructuras tarifarias. El Extracto del Instructivo de
Servicio contendrá las partes esenciales de este Reglamento, de las Regulaciones y de sus
normas y procedimientos, en lo que corresponde a la relación Distribuidor - Consumidor.
EFICIENCIA: Se define como el cociente entre la salida y la entrada, o sea a la, inversa
del consumo específico de calor, pero cuando ambas cantidades se expresan en las mismas
unidades.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 239ERNESTO BEDÓN
GLOSARIO DE TÉRMINOS
EMPRESA ELÉCTRICA: Persona jurídica pública o privada cuyo objeto social principal
es la realización de alguna de las actividades de generación, transmisión, distribución y
comercialización de electricidad.
ENERGÍA PRIMARIA (EP): "Parte de la producción anual de la central que puede
garantizarse con una cierta seguridad hidrológica dada, a través del período o serie
hidrológica considerada; en general será igual a la energía, anual correspondiente a PC".
ENERGÍA SECUNDARIA (ES): "Parte de la producción anual aleatoria que no puede
garantizarse, pero con la cual se pueda contar en términos de valor esperado; es obtenida
como la diferencia entre la producción media, o esperada, de la central y la parte EP".
EXCLUSIVIDAD REGULADA: Es el régimen jurídico que establece el derecho a la
prestación de un servicio determinado con exclusión de cualquier otra empresa, de acuerdo
con las condiciones previamente establecidas, en un área geográfica y durante un tiempo
determinado.
FERUM: Fondo de Electrificación Rural y Urbano Marginal.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 240ERNESTO BEDÓN
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GLOSARIO DE TÉRMINOS
FUERZA MAYOR: De conformidad con lo establecido en el articulo 30 del Código Civil
es la acción de un tercero a la que razonablemente no se puede resistir, incluyendo en este
caso, huelga, conmoción civil u otros de carácter general, que tenga directa o indirecta
incidencia en el cumplimiento de las actividades del Servicio eléctrico de distribución.
FRÍA (Reserva fría): Es aquella que estando instalada no está conectada al sistema.
GENERADOR: Empresa eléctrica o persona natural titular de una concesión o permiso o
licencia para la explotación económica de una varias centrales de generación eléctrica de
cualquier tipo y que coloca su producción total o parcialmente en el sistema de transmisión
o en la red de distribución.
GRAN CONSUMIDOR: Consumidor cuyas características de consumo lo facultan para
acordar libremente con un Generador o Distribuidor el suministro y precio de energía
eléctrica para consumo propio.
LEY: Es la Ley de Régimen del Sector Eléctrico promulgada en el Registro Oficial No. 43
(Suplemento) del 10 de octubre de 1996 y sus reformas expedidas mediante Ley No. 50
promulgadas en el Suplemento del Registro Oficial No. 227 de 2 de enero de 1998 y
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
GLOSARIO DE TÉRMINOS
mediante Ley No. 58 promulgadas en el suplemento del Registro Oficial No. 261 de 19 de
febrero de 1998.
LEY DE MODERNIZACIÓN: Se refiere a la Ley de Modernización del Estado,
Privatizaciones y prestaciones de servicios públicos por parte de la iniciativa privada,
promulgada en el registro oficial N. 349 del 31 de diciembre de 1993 y sus reformas.
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LINEA DE INTERCONEXIÓN: Es un tramo radial entre una planta de generación y una
Subestación de Transmisión consistente de un conjunto de estructuras, conductores y
accesorios que forman una o más ternas de conductores diseñadas para operar a cualquier
voltaje, incluso los que son mayores de 90 KV y cuya, función es la de transmitir la energía
producida por la planta de generación a la Subestación de Transmisión.
LÍNEAS DE SUB-TRANSMISIÓN: Son uno o más tramos de conjuntos de estructuras,
conductores y accesorios que forman una o más ternas de conductores diseñadas para
operar a cualquier voltaje, incluso los que son mayores de 90 KV, ya sea en forma radical
o como anillos, cuyo papel principal es enlazar subestaciones de distribución. Las líneas de
Sub-transmisión son de propiedad de las Concesionarias de distribución quienes están
obligadas a permitir el libre acceso a ellas por parte de cualquier usuario que lo solicite,
siempre que este acceso esté dentro de los límites técnicos establecidos.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 242ERNESTO BEDÓN
GLOSARIO DE TÉRMINOS
LINEAS DE TRANSMISIÓN. Es un tramo radial entre dos Subestaciones consistente de
un conjunto de estructuras, conductores y accesorios que forman una o más ternas de
conductores diseñadas para operar a voltajes mayores de mayores de 90 K.V. Las líneas de
transmisión son de propiedad de la Empresa Única de Transmisión.
LRSE: Ley de régimen del Sector eléctrico
MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM): Es el mercado integrado por
Generadores, Distribuidores y Grandes Consumidores, donde se realizan transacciones de
Grandes bloques de energía eléctrica. Así mismo incluye la exportación e importación de
energía y potencia eléctrica.
MERCADO OCASIONAL: Es el mercado de transacciones de energía a corto plazo, no
incorporadas en contratos a plazo de suministro de electricidad.
MERCADERÍA COMPLEJA: Mercadería cuyo costo tiene varios niveles que cambian
debido a la cantidad de infraestructura necesaria para generarla, debido a la necesidad de
un suministro permanente, debido a la demanda y predisposición a pagar del mercado.
EL COSTO DEL kWhDE GENERACIÓN 243ERNESTO BEDÓN
GLOSARIO DE TÉRMINOS
MW: Se refiere a la unidad de medida de la potencia efectiva en las condiciones del sitio
de instalación.
OPERATIVA (Reserva operativa): Es aquella que se puede poner en servicio, es similar
a la fría.
PERMISO: Es el acto administrativo por el cual el CONELEC, a nombre del Estado
Ecuatoriano, otorga a una persona natural o jurídica el derecho de ejercer la actividad de
generación de energía eléctrica. Los mínimos a partir de los cuales se requiere permiso son
los fijados por la Ley re Régimen del Sector Eléctrico.
PLAN DE MANEJO AMBIENTAL: Se refiere a las acciones que el concesionario debe
realizar para mantener bajo control y dentro de los limites establecidos los efectos nocivos
al medio ambiente causados por la generación, transmisión y distribución.
POTENCIA CONTINUA: "Potencia media de la etapa de simulación empleada (día,
semana, mes), que es posible garantizar con una cierta seguridad hidrológica dada a través
del periodo o serie hidrológica considerada".
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 244ERNESTO BEDÓN
POTENCIA GAJRANTIZADA (PG): "Potencia máxima que puede ser colocada por la
central a las horas de máxima carga del sistema y en condiciones críticas de caída; estas
condiciones críticas pueden presentarse en el periodo hidrológico crítico en el cual el nivel
del embalse ha llegado al nivel mínimo, o bien, en un periodo de crecidas debido a la
elevación de la coto de descarga (posible aprovechamiento de baja caída)"
REGLAMENTO GENERAL: Es el Reglamento Sustitutivo del Reglamento General de
la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, expedido mediante Decreto Ejecutivo N°754 y
publicado en el Suplemento del Registro Oficial N°182 del 28 de octubre de 1997 y sus
reformas expedidas medíante Decreto Ejecutivo N°820 publicado en el segundo
Suplemento del Registro Oficial N°191 del 11 de noviembre de 1997 y medíante Decreto
Ejecutivo N°889 publicado en el Registro Oficial N°202 del 26 de noviembre de 1997.
REGLAMENTO OPERATIVO DEL CENACE: Conjunto de normas, criterios y
procedimientos que se establecen para la planificación, coordinación y ejecución de la
operación del Sistema Nacional Interconectado y para administrar el mercado eléctrico\.
RGLSE: Reglamento General de la Ley de Régimen del sector eléctrico
245
GLOSARIO DE TÉRMINOS
ROTATIVA (SPINNING) (Reserva rotativa): Se dice que una central es reserva rotativa
cuando esta conectada al sistema tomando carga parcialmente de tal manera que cuando
existe un aumento en la demanda esta pueda tomarla sin problemas.
RSRGLSE: Reglamento Sustitutivo Reglamento General de la Ley de Régimen del Sector
eléctrico
SERVICIO: La utilización de la electricidad por parte de un Consumidor
SISTEMA ELÉCTRICO: Es el conjunto conformado por las centrales de generación, el
sistema de transmisión (líneas de alta tensión y subestaciones) y las redes de distribución,
así como sus equipos asociados.
SISTEMA DE MEDICIÓN: Son los componentes necesarios para la medición o registro
de energía activa y reactiva y demandas máximas o de otros parámetros involucrados en el
Servicio. Incluyen las cajas y accesorios de sujeción, protección física de la acometida y
del (de los) medidor(es), cables de conexión y equipos de protección, transformadores de
instrumentos y equipo de control horario.
SISTEMA NACIONAL 3NTERCONESTADO: Es el sistema integrado por los
elementos del Sistema Eléctrico conectados entre sí, el cual permite la producción y
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 246ERNESTO BEDÓN
transferencia de energía eléctrica entre centros de generación y centros de consumo,
dirigido a la prestación del servicio público de suministro de electricidad.
SUBADITIVIDAD: Principio de siibaditividad de costos fijos, cuando aplicando una
economía de escala (esto es logrando que en la obtención de una unidad de mercadería esta
comparta costos con otra unidad de mercadería) se logra reducir los costos por unidad, así,
se obtiene el menor costo mientras mayor número de mercaderías se produce. Este
principio es válido siempre y cuando la producción de mercaderías no exceda la exigencia
del mercado.
SUBESTACIÓN DE TRANSMISIÓN: Es un conjunto de equipos de conexión y
protección, conductores y barras, transformadores y otros quipos auxiliares que están
conectados a una o más Líneas de Transmisión. Podrán incluir equipos de protección para
líneas de voltajes inferiores a 90 KV pero no incluirán ninguna porción de dichas líneas.
SUBSIDIO CRUZADO: Se refiere al acto de cobrar una mayor cantidad de dinero a unas
empresas, y a otras una menor, debido a condiciones de empresas cuyos clientes son de
escasos recursos económicos.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 247ERNESTO BEDÓN
GLOSARIO DE TÉRMINOS
TRANSMISOR: Empresa titular de la concesión para la prestación del servicio de
transmisión y la transformación de la tensión vinculada a la misma, desde el punto de
entrega por un Generador o un Autoproductor, hasta el punto de recepción por un
Distribuidor o un Gran Consumidor.
VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN (VAD): Corresponde al costo propio de la
actividad de Distribución de una empresa tipo con costos normalizados, que tenga
características de operación similares a las de la concesionaria de la cual se trate.
VOLTAJE [RMS]: Es el valor de voltaje que registra un equipo de medición analógico o
digital y que corresponde a la raíz cuadrada de la media de los cuadrados de los valores
instantáneos.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 248ERNESTO BEDÓN
ANEXOS
-*' ANEXOS
CONTENIDO
1. DIAGRAMA UNIFILAR DEL S.N.I. PARA EL EJEMPLO
2. GENERACIÓN DE LAS UNIDADES PARA EL EJEMPLO DE
CÁLCULO.
3. CURVAS DE CARGA Y SUS RESPECTIVAS CURVAS DE
DURACIÓN DE CARGA PARA UN DÍA TÍPICO (MIÉRCOLES)
DEL MES DE NOVIEMBRE Y JULIO DE 1997.
4. RESULTADOS OBTENIDOS DEL CÁLCULO DEL kWh DE
GENERACIÓN.
5. RESULTADOS OBTENIDOS DEL CÁLCULO DEL kW
INSTALADO UTILIZANDO EL C.E.I.
6. RESULTADOS OBTENIDOS DEL CÁLCULO DEL kWh DE
GENERACIÓN UTILIZANDO EL C.E.I. Y EL C.M.E.
7. PARQUE GENERADOR DISPONIBLE EN EL ÁMBITO
NACIONAL, ACTUALIZADO A DICIEMBRE DE 1997.
8. ENERGÍA MENSUAL DISPONIBLE.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN 249
ANEXOS
1.DIAGRAMA UNIFILAR DEL S.N.I. PARA EL
EJEMPLO.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓN 250ERNESTO BEDÓN
FLUJO DE POTENCIA DEL S.N.L JUL/17/97 CONDICIÓN DE DEMANDA MÍNIMA
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FLUJO DE POTENCIA DEL S.N.L NOV/06/97 CONDICIÓN DE DEMANDA MEDIA
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ANEXOS
2.GENERACIÓN DE LAS UNIDADES PARA
EL EJEMPLO DE CÁLCULO.
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6. RESULTADOS OBTENIDOS DEL
CALCULO DEL kWh DE GENERACIÓN
UTILIZANDO EL C.E.I. Y EL C.M.E.
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7,03
18,8
917
,52
542,
2942
,12
20,5
634
,26
44,5
244
,52
44,5
247
,86
44,5
241
,62
41,6
241
,62
41,6
241
,62
34,6
634
,66
22,4
416
,28
16,2
817
1,44
94,7
8
MA
X51
.39
51,3
915
,42
128,
1233
,60
40,0
945
,23
166,
2110
3,91
38,5
417
2,39
172,
3938
,34
36,4
812
58,3
193
,53
30,8
351
,39
102,
7410
2,74
102,
7411
0,45
102,
7496
,04
96,0
496
,04
96,0
496
,04
51,9
851
,98
33,6
632
,06
32,0
637
2,13
220,
01
00
EL
CO
ST
O D
EL
kWh
DE
GE
NE
RA
CIÓ
NE
RN
ES
TO
B
ED
ÓN
ANEXOS
7. PARQUE GENERADOR DISPONIBLE EN
EL ÁMBITO NACIONAL, ACTUALIZADO A
DICIEMBRE DE 1997.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDON
2S5
ANEXOSFUENTE: CONELEC - PLAN DE ELECTRIFICACIÓN 1998 - 2007
DISPONIBILIDAD DE POTENCIA ACTIVA (MW) A DIC/97(RESUMEN)
CENTRALES GENERADORAS
1.1.11.2
22.12.2
3.3.13.2
4.
5.
6.
INECEL ACTUALHIDROELÉCTRICASTERMOELÉCTRICAS
E. ELÉCTRICAS PÜB.HIDROELÉCTRICASTERMOELÉCTRICAS
GENERADORAS PRIVAD.HIDROELÉCTRICASTERMOELÉCTRICAS
TOTAL NACIONAL
INSTALADANOMINAL
1.950,41.307,0
643,4
453,1187,1266,0
576,00,0
576,0
2.979,5
GEN. NO INTEGRADA AL S.N.J 28,7
TOTAL S.N.Í. 2.950,8
EFECTIVADISPONIBLE
1.885,81.307,0
578,8
332,9171,3161,5
512,80,0
512,8
2.731,5
28,1
2.703,3
DISPONIBILIDADCRITICAD)
1.757,81.307,0
450,8
332,9171,3161,5
512,80,0
512,8
2.603,5
28,1
2.575,3
1. I GENERACIÓN BOCDRO
1.11.21.3
2.
2.12.22.3
3.
INECELE.ELECTRICAS PUB.GENERADORAS PRIVAD.
GENERACIÓN TÉRMICA
INECELE.ELECTRICASPUB.GENERADORAS PRIVAD.
TOTAL NACIONAL
1.494,1
1.307,0187,1
0,0
1.485,4
643,4266,0576,0
2.979,5
1.478,3
1.307,0171,3
0,0
1.253,1
578,8161,5512,8
2.731,5
1.478,3
1.307,0171,3
0,0
1.125,1
450,8161,5512,8
2.603,5
(*) Escenario de Disponibilidad Crítica. Considera la unidad térmicamás grande del sistema (133 MW de la Central Trinitaria) en reserva.
Demanda en bornes de generación (MW): 1951Demanda en SfE de entrega (MW): 1848Pérdidas en transmisión + consumo de auxiliares (MW): 103Pérdidas en transmisión + consumo cíe auxiliares ( % ): 5,6%
EL COSTO DEL kWh DE GENERACONERNESTO BEÓN
286
ANEXOSFUENTE: CONELEC - PLAN DE ELECTRIFICACIÓN 1998 - 2007
DISPONIBILIDAD DE POTENCIA ACTIVA (MW A DIC/97(POR CENTRAL)
CENTRALES GENERADORAS
11.1
1,2
2
INECEL ACTUALHIDROELÉCTRICASAgoyánPaute-Molino A-BPauíe-Molino CPisayambo-PucaráTERMOELÉCTRICASEnrique García, G-DEsmeraldas, V-BGonzalo Zevallos, G-DGonzalo Zevallos. V-BGonzalo Zevallos, V-BGuangopolo, D-BSta. Rosa, G-DTrinitaria, V-BGrupos Mexicanos, G-D
E. ELÉCTRICAS PUB.HIDROELÉCTRICAS-E.E. Ambato
MirafloresLa Península
-E.E. BolívarChimbo
-E.E. Centro SurSaucay 1Saucay 2Saymirin 1Saj-mirin 2Saymirin 3-4
-E.E. CotopaxiTlluchiEl EstadoQuínzalomaAngamarca
-E.E. NorteSan Miguel de CarLa PlayaEl AmbiOtras
-E.E. QuitoCumbayaNayónGuangopoloPasochoaLos ChillosMacliachi
-E.E. RiobambaAlaoCordovezRío BlancoOtras
-E.E. SurMora CarriónValladolid
UNIDADES
2x785 x 1005x1152x38
1x1021x132,51x30.91x731x736x5,23x17,11x1333x5,5
3x0,5+1x1,5
2
2 x 42 x 8
2x1.252x1.95
2 x 4
62x0,852x0,42x0,15
1x3.13x0,4
210
4x102x14,85
62x2.252x0.9
4x2.62
1x3
2x0,64-1x1,21x0,2
INSTALADA
1.950,41.307,0
156,0500,0575,076,0
643.4102,0132,530.973.073.031,251,3
133,016,5
187,1187,1
4.0LO3,01,41,4
38,48,0
16,02,53,98,0
13,210,41,70,80,3
14,73,11,28,02,4
98,440,029,720T94,51,81,5
' 14,510,50,73,00,32,62,40,2
EFECTIVA
1.885,81.307,0
156,0500,0575,076,0
578,892,0
125,020,062,562,529,445,0
128,014.4
171,3171,3
2,90.02,9
1,21,2
36,46,0
16,02,53,98,0
1L39.80,80.60,1
13,72,91,28,01,6
89,940,029,712,94,51,81,0
13,410,00,32,80,32,62,40,2
ANO
1985198319911977
199719821976197819801977198119971995
19531962
1965
19781982195619631995
1951;67;87199019921993
198619601967
1953;55;56;69
1961;671974
1946;53;85197619221957
1967;77;7819521997
1928;65
OBSERVACIONES
En reparación
No recibida comercíalmcnteEn Máchala
Fuera por falta de agua
No interconcctada al SNINo interconectada al SNI
Limitada por caudal
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
287
ANEXOSFUENTECONELEC - PLAN DE ELECTRIFICACIÓN 1998 - 2007
CENTRALES GENERADORAS2.2
—
—
—
—
3.3.13.2
4.5.
TERMOELÉCTRICASE.E. Arríbalo
El Batán, D-DLligua, D-D
E.E. BolívarGuaranda, D-D
E. E. Centro SurMonay, D-DEl Descanso, D-B
E.E. El OroMáchala, D-DEl Cambio, D-B
3.E. EsmeraldasLa Propicia, D-BLa Propicia, D-DOtras (Limones.S.Loren)
-E. E. ManabiMiraflores, D-DMiraflores, D-B
5.E. MilagroMilagro, D-D
E.E. NorteSan Francisco, D-D
RE. QuitoG. Hernández, D-BLuluncoto, D-D
í.E. RiobambaRiobamba, D-D
E.E. Sta. ElenaLibertad, D-DLibertad, D-BPlayas, D-DPosorja, D-D
;.E. Sto. DomingoToachi, D-D
i.E. SucumbíasJivino, D-DLago Agrio, D-D
E.E. SurCatamayo, D-D
Sistemas MenoresGalápagosOriente. Sistem. AisladosOriente. Sist. conectados
GENERADORAS PRIVAD.HIDROELÉCTRICASTERMOELÉCTRICASElectroecuador (ex-Emelec)Guayaquil, V-BEstero Salado, V-BEstero Salado, G-DAlvaro Tinajero, G-D
ElectroquitoGas-Diesel
Eleclroquil 11-111Gas-DieselGas-Diesel
Ecuapower (ex-Sea Coast)Sta. Elena, G-DSto. Domingo, G-D
TOTAL SNITOTAL
UNIDADES
32x2,5
1x1,58
3x1,5+3x2,44x4,8
33
2x422
10x2,52x6+1x3,4
6x2,5
1x2.5
6x5,723x3,03
1x2,5+1x0,56
5221
2
41
9
2x5+2x101x33
3x20+2x181x40+1x34
22
12
INSTALADA266,0
10,25,25,01,61,6
30,811,619,224,09,0
15,012,58,03,11,4
40,425,015,415,015,02,52,5
43,434,3
9,13,13,1
23,410,8S,01,82,85,05,0
15,310,05,3
19,019,019,88,6
' 3,77,5
576,00,0
576,0233,030,033,096,074,033,033,0
160,0S0,080,0
150,040,0
110,0
2.950,82.979,5
EFECTIVA161,5
4,00,04,01,01,0
22,96,9
16,04,04,00,08,17,01,10,0
25,520,05,54,04,0U51,5
31,022,9
8,12,42,49,33,03,31,02,04,04,0
15,19,85,3
11,311,317,48,63,75,1
512,80,0
512,8220,030,030,091,069,022,022,0
140,870,470,4
130,030,0
100,0
2.703,32,73 1,5
ANO
19661975:76
1975
I971;751996
1972;75;761978;82
19801979;80I980;84
1973;77;78;801973
1972;74;75;76
1981
19801973;74
1984
1967;76;841981
1975;821976
1975;77;81
1990;9I
1976;77;79;83
1954;571970
1973;75;78;79I995;96
19961997
OBSERVACIONES
12 MW más desde 7/98
5 MW más desde 9/98
Sistema aislado
Sistemas aisladosSistemas aisladosTena y Morona interconect.
G-D Turbinas a Gas que utilizan diesel.V-8 Turbinas a Vapor que utilizan bunker.D-B Motores de combustión interna que consumen diesel para el arranque y luego bunker.D-D Motores de combustión interna que consumen diesel todo el tiempo.
EL COSTO DEL kWh DE GENERACIÓNERNESTO BEÓN 288
ANEXOS
8.ENERGÍA MENSUAL DISPONIBLE
EL COSTO DEL rWh DE GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
289
ANEXOSFUENTE: CONELEC - PLAN DE ELECTRIFICACIÓN 1998 - 2007
DISPONIBILIDAD ENERGÉTICA MENSUAL POR CENTRAL (GWh). DIC/97(POR PLANTA O EMPRESA)
Escenario de Hidrología Media
CENTRALES GENERADORAS
L I.NECEL ACTUAL1.1. HIDROELÉCTRICAS.1.1. Agoyán(I).la. Paute (2).1.3. Pisavambo2 TERMOELÉCTRICAS.2.1. Bunker.2.1.1. Esmeraldas, V-B.2.12. G. Zevallos, V-B
í.2. 1.3. Guangopolo1.2.1.4. Trinitaria1.2.2. Diesel1.2.2.1. E. García1.2.2.2. G. Zevallos, G-D1.2.2.3. Gmpos Mexicanosiaa.4. Sla. Rosa
F. PLAN.
90%95%90%
70%-90%
80%40%20°, ó80%
2. E. ELÉCTRICAS PUB.2.1. HIDROELÉCTRICAS2.1.1. Ambato2.1.2. Bolívar2.1.3. Centro Sur2.1.4. Cotopaxi2.1.5. Norte2.1.6. Quilo2.1.7. Ríobaraba2.1.8. Sur2.2. TERMOELÉCTRICAS2.2.1. Bunker2Í. 1.1. Centro Sur2.2.1.2. EIOraC3)2.2.1.3. Manabí(3)2.2.1.4. Quito2a.2. Diesel2.2.2.1. Ambato2.2.2.2. Bolívar2.2.23. Centro Sur2.2.2.4. El Oro2.2.2.5. Esmeraldas2.2.2.6. Manabí2.2.2.7. Milagro2.2.2.8. Norte2.2.2.9. Quito2.2.2.10 Riobamba2.2a. II Sta. Elena2.2.2.12 Sto. Domingo2.2.2. 13 Sur3. GENERADORAS PR.3.1. HIDROELÉCTRICAS32. TERMOELÉCTRICAS3.2.1. Bunker3.2.1.1. Electroccuador3.2.2. Diesel3 .2.2. 1 . Ecuapower, S.Domin.3aaa. Ecuapower, SJElena3aa3. Electroecuador3.2.2.4. Electroqui! U3.2.2.5. Elcctroquil III3.22.6. Electroquito4. D1SP. GENERACIÓN
80%80%80%16%
31%25%36%36%30%35%21%13%40%33%60%33%28%
90%
80%75%58%75%80%60%
Ene Feb Mar Abr May Jim Jul Ago Sep Oct Nov Díc677,5 692,8 872,1 877,0 954,5 920,9 955,5 905,5 889,7 8383 746,9 734,0315.8 352.4 505.9 619.4 669.4 684.0 710.6 643.8 533.2 459,8 379.8 355.5
53,8 48,4 82,5 104,0 107,7 104,0 107.7 107,7 102,7 88.0 73,6 69.9232.0 284,0 40 1 .4 500,4 55 1 ,7 570,4 593,9 527, 1 41 5.5 357.9 272,7 24 1 .6
30.0 20.0 22.0 15.0 10.0 9.6 9.0 9.0 15.0 13.9 33.5 44.0361.7 340.4 366.2 257,6 285.1 236,9 244.9 261.7 356.5 378.5 367.1 378.5279.1 256.5 283,6 177.7 191.8 146,6 151,6 233.6 276.6 285.2 276.6 285.2
80,4 72,6 80,4 77,8 402. 0,0 0,0 82,0 80,0 82.0 80,0 82,098,7 93a 103,2 99,9 51,6 49,9 51,6 51.6 99.9 103.2 99.9 103.216,3 14,7 16,3 0,0 163 15,7 163 !6,3 15,7 16,3 15,7 16383.7 76.0 83.7 0,0 83.7 81.0 83.7 83.7 81.0 83.7 81.0 83.782.6 83.9 82.6 79.9 933 903 933 28.1 79.9 933 90.5 93354,5 49,2 54,5 52,7 54,5 52,7 54,5 0,0 52.7 54,5 52,7 54.56,0 5,0 6,0 5,8 6,0 5,8 6,0 6,0 5,8 6,0 6,0 . 6,00,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7
21.4 29,0 21,4 20,7 32.1 31,1 32,1 21,4 20,7 32.1 31.1 32,1
973 922 103,0 105,8 106,6 95,2 92,4 93,5 91,1 103,6 103,6 106,569.4 67.1 77.1 79.8 79.5 67.5 61.1 59.4 56a 61.0 58.0 58.8
1,0 1,0 1,1 1. 1 13 13 13 13 \ 13 1.0 1,10.5 0,5 0.6 0.6 0,6 0.6 0,7 0.7 0,7 0.7 0,6 0,5
16,8 172 17.9 18,6 IS.I 18,3 18,9 18,9 I4,S 14.S 12,1 13,02,5 23 2,9 3,3 3,4 3,3 3,4 3,4 3,3 3,4 2,5 2,54,4 3,9 4.0 3,8 43 4.0 3,9 3.8 42 4.7 4,6 4,5
38,0 36a 43,0 44,6 44,0 32.1 24.8 23,5 23,9 28,2 30,1 30,74,7 4,7 5,9 6.2 6,1 62 6,5 62 6,4 6,3 5,8 5,11.5 1.3 1.7 1.6 1.7 1.7 1.6 1.6 1,7 1.6 1.3 1.4
27,9 25.1 25.9 26.0 27.1 27.7 313 34.1 34.9 42.6 45,6 47,75.4 4.9 5.4 52 4,8 5a 7,7 7,7 7.5 13.5 15.8 17, 14,8 43 4,8 4,6 4,8 4,6 7,1 7,1 6.9 9.5 9a 9,50,0 0,0 0,0 0.0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,00,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,00,6 0.6 0,6 0.6 0.0 0,6 0,6 0.6 0,6 4.0 6.6 7,6
22.5 20a 20.5 20.8 223 22.5 23,6 26.4 27.4 29.1 29.8 30.61,0 0,9 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1.0 1,0 1,0 1,0 1,00,1 0,1 0,1 0,0 oa oa oa oa oa oa oa oa1,6 1,5 2,0 1,9 1,6 1,6 1,6 2,0 1,9 2,0 1,9 2,01.1 0,7 0,3 1,2 1,7 3,0 4,3 43 4a 4,3 4,2 4,30,7 0,6 0,7 1,1 1,1 0,7 0,8 0,8 1,1 1,1 1,1 1,16,6 6,0 6,6 5,9 6,1 5,9 6,1 6,1 6,8 8,3 8,1 8,30,6 0,6 0,6 0,9 0,9 0,9 1,5 1,5 1,5 1,5 1,5 1,50,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1 0.0 0,1 0,1 0,1 0,1 0,11 ,6 1 .5 1,6 1 .6 0,8 1 ,6 0,8 2.4 2,3 2,4 2,3 2,40,6 0.5 0,6 0.6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0.66,0 5,4 4a 4,1 5,1 4,1 4a 4,5 5,0 4,5 5,8 6,01 ,0 0,9 1 ,0 1,0 1 .0 1 ,0 1 ,0 1 .0 1 .0 1 .0 1 .0 1 ,01,5 1,4 1,7 1.4 2.1 1,8 1,5 1,9 1,7 2,1 2,0 2,1
259,1 233,9 259,1 1793 192,5 177,8 165,7 185,4 194,8 210,6 264,1 267,70.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 ' 0.0 0.0
259,1 233.9 259.1 1793 192.5 177.8 165.7 185,4 194.8 210.6 264,1 267,738a 34.5 38a 36,9 31,5 30.5 13.4 16.7 36.9 38a 36.9 38a38a 34,5 38a 36.9 31.5 30.5 13.4 16.7 36.9 38a 36.9 38a
220.9 199.4 220.9 142,4 161.0 1473 1523 168.7 157.9 172.4 227a 229,542,9 38,7 42,9 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 41,5 42,91 7,9 16,1 17,9 0,0 0.0 0,0 0,0 0,0 0,0 0.0 1 7,3 1 7,963,0 56,9 63,0 483 63,9 53a 55a 71,6 63,8 753 743 71,644,6 403 44,6 43a 44,6 43,2 44,6 44,6 43a 44,6 43a 44,647,6 43,0 47,6 46,1 47,6 46,1 47,6 47.6 46,1 47,6 46,1 47,64,9 4,4 4,9 4,8 4,9 4,8 4,9 4,9 4,8 4,9 4,8 4,9
1.033,9 1.018,9 1.234a 1.162,1 1.253,6 1.193,9 1.213,6 1.184,4 1.175,6 1.152,5 1.114,6 1.108,2
TOTAL10.064,76.229.61.050.04.948.6
231.03.835.12.844J
757,41.005.9
175,9904.9991.0587,0
70.48,4
325a1.190,8
794.914.0
73199,4
36a50,1
399,170,118.7
395,9iooa1120,00,0
23.0295.7
11.91,9
21,633,610,980,813,5
1,121.3
7,158,911,92ia
2.590,00.0
2.590,0390.1390.1
2.199.9208,9
87,1760,1525,3560,6
57,913.845,5
La disponibilidad de las plantas considera períodos de mantenimiento y situaciones contractuales (Caso Ecuapower).1I) Considera 32 horas mensuales fuera de operación por lavado del embalse.(2) Considera vertimientos en los meses del período ¡limoso mientras Paute-Mazar no entre en operación.(3) Máquinas que pueden quemar bunker pero que actualmente consumen diesel.
EL COSTO DEL kWh DH GENERACIÓNERNESTO BEDÓN
290