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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL ESCUELA DE INGENIERÍA REMUNERACIÓN DEL SERVICIO DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE INGENIERO ELÉCTRICO EDNA JULISA NARANJO SALAS DIRECTOR: ING. JOSÉ DULCE Quito, Febrero 2001
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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
ESCUELA DE INGENIERÍA
REMUNERACIÓN DEL SERVICIO DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE INGENIEROELÉCTRICO
EDNA JULISA NARANJO SALAS
DIRECTOR: ING. JOSÉ DULCE
Quito, Febrero 2001
DECLARACIÓN
Yo, Edna Juiisa Naranjo Salas, declaro que el trabajo, aquí descrito es de mi autoría; que no hasido previamente presentada para ningún grado o califípación.profesional; y, que he consultado lasreferencias bibliográficas que se incluyen en este documento.
La Escuela Politécnica Nacional, .puede hacer uso de los derechos correspondientes a estetrabajo, según lo establecido por la Ley, Reglamento de Propiedad Intelectual y por lanormatívidad institucional vigente.
dna Juiisa Naranjo Salas
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Edna Julisa Naranjo Salas, bajo mísupervisión.
DIRECTOR DE PROYECTO
CONTENIDO
CAPITULO 1
INTRODUCCIÓN i
1.1 ANTECEDENTES 1
1.2 OBJETIVOS , 3
1.3 ALCANCE , 3
CAPITULO 2
LA TRANSMISIÓN EN EL MODELO DE MERCADOY METODOLOGÍA
ACTUAL DETAJOTACIÓN , .......6
2.1 NUEVOS MODELOS DE ESTRUCTURACIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO 7
2.1.1 MODELO DE COMPETENCIA AL POR MAYOR 7
2.1.2 MODELO DE COMPETENCIA AL POR MENOR .......11
2.1.3 VISIÓN CONCEPTUAL DE LOS MODELOS - DOS PARADIGMAS ........13
2.2 CARACTERÍSTICAS DÉLA TRANSMISIÓN EN EL NUEVO MODELO 14
2.2.1 LIBRE ACCESO 14
2.2.2 MONOPOLIO NATURAL... 15
2.3 REMUNERACIÓN 17
2.3.1 COSTOS MARGINALES. 17
2.4 EL SECTOR ELÉCTRICO EN EL ECUADOR ....20
2.4.1 REGULACIONES RESPECTO ALA TRANSMISIÓN.... 22
2.4.2 MÉTODO UTILIZADO PARA REMUNERAR AL TRANSMISOR ............24
2.5 EL COSTO MEDIO DE TRANSMISIÓN 26
2.5.1 METODOLOGÍA DE CÁLCULO 26
2.5.2 COSTOS F0OS DE TRANSMISIÓN 27
2.5.3 COSTOS VARIABLES DE TRANSMISIÓN 28
2.5.3.1 Participación del Mercado Ocasional en la Remuneración Variable del Transmisor 29
2.5.3.2 Participación del Mercado de Contratos en la Remuneración Variable 29
CAPITULO 3
EVALUACIÓN DE LAS CONDICIONES DE OPERACIÓN DEL SISTEMA DE
TRANSMISIÓN Y PROBLEMAS DE CONGESTIÓN 31
3.1 CONDICIONES DE OPERACIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMtSIÓN ESTABLECIDAS EN
LA NORMATIVA VIGENTE 31
3.1.1 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE LA OPERACIÓN DE TRANSMISIÓN 32
3.1.2 PARÁMETROS DE CALIDAD Y SEGURIDAD 33
3.1.2.1 Estado estacionario 33
3.1.2.2 Estado Transitorio .......34
3.1.2.3 Estado Diiiániico 34
3.1.3 CONFIABILIDAD .............35
3.2 INELEXIBILIDADES Y LIMITACIONES OPERATIVAS DEL SISTEMA 36
3.2.1 ESCENARIO 1 37
3.2.2 ESCENARIO 2. 38
3.2.3 ESCENARIOS 39
3.2.4 ESCENARIO 4................ 40
3.2.5 ESCENARIOS 40
3.3 PLAN DE EXPANSIÓN Y DETERMINACIÓN DE CONGESTIONES..... ............41
3.3.1 ESTADO ACTUAL DEL SISTEMA 43
3.3.2 SOLUCIONES PARA SUPERAR LAS CONTINGENCIAS 45
3.3.2.1 Corto Plazo 2000-2003 45
3.3.2.2 Mediano Plazo 2004-2006............ 48
3.3.2.3 Largo Plazo 2007 - 2009 48
3.3.3 ESTADO ACTUAL DE LAS LÍNEAS 48
3.4 MÉTODO DE IDENTIFICACIÓN DE RESTRICCIONES 50
3.4.1 CASO 1: RESTRICCIONES EN EL TRANSFORMADOR 230/138 kVDE LA
S/E PASCUALES .....................,.....;,............. 51
3.4.2 CASO 2: RESTRICCIONES EN EL TRANSFORMADOR 23 0/69 kV DE LA
S/E MILAGRO 55
3.4.3 CASO 3: RESTRICCIONES EN EL TRANSFORMADOR 230/138 kV DE LA
S/ESANTAROSA 58
CAPITULO 4
EVALUACIÓN ECONÓMICO FINANCIERA DE LAS OBRAS DEL PLAN DE
EXPANSIÓN DE TRANSELECTRIC S.A 68
4.1 DEFINICIONES IMPORTANTES 68
4.2 EJEMPLOS DE CONGESTIONES ANALIZADAS 71
4.2.1 MÉTODO DE CÁLCULO 72
4.2.2 INVERSIONES A REALIZARSE EN LOS PROYECTOS.. 73
4.2.3 EVALUACIÓN ECONÓMICO-FINANCIERA DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN STA.
ROSA-POMASQUI 230/138 kV Y LA S/E POMASQUIDE300MVA ...74
4.2.3.1 Naturaleza del Proyecto ........74
4.2.3.2 Conclusiones ...76
4.2.4 EVALUACIÓN ECONÓMICA-FINANCIERA DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN
MILAGRO -MÁCHALA A230 kV..... 76
4.2.4.1 Naturaleza del Proyecto ....76
4.2.4.2 Conclusiones..... .78
4.2.5 EVALUACIÓN ECONÓMICO FINANCIERA PARA LA INSTALACIÓN DE LOS
TRANSFORMADORES 230/138 kV-225 MVA EN LA SUBESTACIÓN MILAGRO 79
4.2.5.1 Naturaleza del Proyecto 79
4.2.5.2 Conclusiones ..............80
4.2.6 EVALUACIÓN ECONÓMICO FINANCIERA PARA LA INSTALACIÓN DEL
TRANSFORMADOR 13 8/69 kV- 67 MVA EN LA SUBESTACIÓN IB ARRA ..........81
4.2.6.1 Naturaleza del Proyecto 81
4.2.6.2 Conclusiones 82
4.2.7 EVALUACIÓN ECONÓMICO FINANCIERA PARA LA INSTALACIÓN DE LOS
TRANSFORMADORES 230/138 kV - 375 MVA EN LA SUBESTACIÓN PASCUALES 83
4.2.7.1 Naturaleza del Proyecto 83
4.2.7.2 Conclusiones ........83
CAPITULO 5
LA REIVIUNERACIÓN AL TRANSMISOR Y LA APLICACIÓN DE LOS
FACTORES GENERALIZADOS DE DISTRIBUCIÓN 90
5.1 METODOLOGÍA PARA LA OBTENCIÓN DE LOS FACTORES DE DISTRIBUCIÓN.... 92
5.1.1 ASIGNACIÓN DE COSTOS DE TRASMISIÓN UTILIZANDO FACTORES DE
DISTRIBUCIÓN ............92
5.1.1.1 Factores A 92
5.1.1.2 Factores D 94
5.1.1.3 Factores FP 98
5.1.2 APLICACIÓN DE LOS FACTORES AL COSTO MEDIO DE TRANSMISIÓN 99
5.2 EJEMPLOS DE APLICACIÓN DE LOS FACTORES DE DISTRIBUCIÓN .100
5.2.1 EJEMPLO 1: SISTEMA PAUTE-PASCUALES 1 101
5.2.2 EJEMPLO 2: SISTEMA PAUTE-TOTORAS ........103
5.2.3 EJEMPLO 3; SISTEMA SANTO DOMINGO-ESMÉRALOAS.. 105
5.3 IMPLICACIONES LEGALES QUE DERIVAN LA APLICACIÓN DEL MÉTODO
PROPUESTO 108
CAPITULO 6
CONCLUSIONES Y^COMENTACIONES 111
6.1 CONCLUSIONES ....,„ .,„. , 111
6.2 RECOMENDACIONES 113
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 115
ANEXOS.... 118
ANEXO 01: DIAGRAMA UNIFILAR DEL SNT - U SEMESTRE 2000
ANEXO 02: PROYECCIÓN DE DEMANDA ANUAL DE POTENCIA PARA DISTRIBUIDORES
ANEXO 03: PROYECCIÓN DE POTENCIA EN TRANSFORMADORES DEL TRANSMISOR
ANEXO 04: DESPACHO ECONÓMICO REAL - PERIODO LLUVIOSO
ANEXO 05: DESPACHO ECONÓMICO REAL -PERIODO SECO
ANEXO 06: PRESUPUESTO DE INVERSIONES - PLAN DE EXPANSIÓN 2000-2009
ANEXO 07: FACTURACIÓN Y RECAUDACIÓN REAL DEL TRANSMISOR - PERIODO 2000
ANEXO 08: DI AGRAMA UNIFILAR DEL SNT 2001 UTILIZADO EN LA SIMULACIÓN
ANEXO 09: DATOS DE GENERACIÓN 2001 -PERIODO LLUVIOSO
ANEXO 10: DATOS DE GENERACIÓN 2001 - PERIODO SECO
ANEXO 11: FACTORES DE USO DE LAS LÍNEAS - PERIODO LLUVIOSO
ANEXO 12: FACTORES DE USO DE LAS LÍNEAS - PERIODO SECO
ANEXO 13: ACTIVOS TOTALES DEL TRANSMISOR
ANAXO 14: CÁLCULO DEL COSTO MEDIO
RESUMEN
AI realizar un análisis de la operación del sistema de transmisión, se haencontrado que actualmente existen restricciones que deben ser superadas paraque el servicio de transporte de energía que ofrece el Transmisor a [os agentescumpla con los criterios de calidad, confiabilidad y seguridad establecidos por laLey.
Para superar estas congestiones y ampliar el sistema, debe llevarse a cabo elPlan de. Expansión de transmisión, para esto el Transmisor debe garantizar quesus cubran sus costos y proporcionen una ganancia que haga atractiva lainversión, pero en realidad los ingresos por concepto de tarifa son insuficientes.
A causa de la crisis económica las tarifas fijadas para la transmisión no son realesy existen problemas de recaudación, por tanto se propone la aplicación de unmétodo de tarifación que ofrezca señales de equidad y justicia en el pago,considerando el uso de la red, incentivando de esta manera el pago obteniéndoseasí un beneficio tanto para los clientes como para el Transmisor.
PRESENTACIÓN
Esta Tesis presenta un análisis de la transmisión dentro del nuevo modelo demercado en el que funciona actualmente; el Sector Eléctrico, enfocándoseespecialmente en la importancia de aplicar un método justo de remuneración alTransmisor, que entregue señales de equidad a ios agentes que van a pagar porel servicio de transporte de energía.
CAPITULO 1
INTRODUCCIÓN
1.1 ANTECEDENTES
Durante los últimos años el sector eléctrico ha sufrido una de sus más importantes
transformaciones, que obedece a [a instauración de un nuevo ordenamiento
económico y social. Paralelamente han crecido las exigencias en cuanto a
energía, si bien no en el volumen de la demanda, si en la calidad y agilidad del
servicio al cliente final, protegiendo sus derechos.
La tendencia que marca la época actual, es la de sustituir el monopolio estatal,
optando por un modelo de libre mercado y competencia que premia la calidad y
la oportunidad de la oferta, en un marco de reglas claras para todos los actores.
Como consecuencia de lo anterior, el Ecuador emprendió un proceso de
adecuación, que se afianza con la promulgación de la Ley de Régimen del Sector
Eléctrico, LRSE, el 10 de Octubre de 1997, lo que ha permitido el inicio de los
cambios en la estructura del Sector.
Los criterios de mercado señalan el camino a seguir en materia de estrategias
para la toma de decisiones, con una organización comprometida con una gestión
empresarial que optimice los recursos internos y sus potencialidades.
La Ley Reformatoria a la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, en el numeral 1 del
Art. 3 declara la Liquidación de INECEL en el Reg.Ofc. No.37 de 30 de Sept. de
1998. El INECEL entonces constituyó seis sociedades anónimas de generación
y una de transmisión; así mediante escritura pública, el 13 de enero de 1999,
nace la Compañía Nacional de Transmisión Eléctrica, TRANSELECTRIC S.A.,
cuyo objeto social principal es la prestación del servicio de transporte de Energía
Eléctrica, garantizando el libre acceso a las redes de transmisión a todos los
agentes del MEM, esto es a los generadores, los distribuidores y los grandes
consumidores.
El servicio que debe prestar TRANSELECTRIC S. A. responde a la concepción
que fija la LRSE, en su Art. 33, y el Reglamento Sustitutivo ai Reglamento
General en los Artículos 85, 86 y 90; TRANSELECTRIC S.A. tiene que operar
sus instalaciones en tiempo real, cumpliendo por un lado, con los criterios de
calidad, seguridad y confiabilidad y, por otro, realizando las acciones de control
necesarias para mantener las condiciones y parámetros de calidad que
establecen las normas y reglamentos pertinentes; debe así mismo expandir el
Sistema Nacional de Transmisión y permitir el libre acceso a la capacidad de
transmisión con un trato igualitario, sin discriminar, premiar ni ofrecer ventajas o
preferencias comerciales.
Al constituirse el servicio de transporte como un negocio independiente se crea la
necesidad de establecer un cargo o un pago por dicho servicio. En la Ley de
Régimen del Sector Eléctrico, en forma general se constituye el derecho de
percibir una remuneración, y es el reglamento de tarifas donde se lo instrumenta;
para ello se determina la estructura de costos para la fijación de la tarifa, y se
establece que será el costo medio del sistema de transmisión el que sustentará la
determinación de la tarifa.
Según el Art. 20 del Reglamento de Tarifas, la tarifa del transmisor contemplará
dos cargos, uno por transporte relacionado con el uso de las líneas y
subestaciones y otro por conexión debido al uso de instalaciones y equipos.
De ahí que la presente tesis de grado se realice en este entorno de aplicación del
modelo de desarrollo del sector y en la búsqueda de un equilibrio entre lo que
deben pagar los agentes por el servicio del transporte y lo que debe percibir el
transmisor por el uso de su equipamiento existente y futuro previsto en el Pían de
Expansión.
1.2 OBJETIVOS
Entre (os objetivos más importantes se plantean:
Conocer afondo la operación actual del SNI para encontrar las restricciones que
se presentan en el mismo y determinar un nivel mínimo de inversión, encontrando
un equilibrio entre la expansión y la operación del sistema con restricciones.
Estudiar la forma actual de remuneración al transmisor encontrando sus
beneficios y limitaciones, estableciendo aquellos problemas que causan costos
innecesarios a la operación global del sistema que son trasladados al usuario
final.
Definir una metodología de cálculo y asignación de las responsabilidades en el
uso de las instalaciones actuales y futuras (expansión) del sistema de transmisión
por parte de los agentes que inyectan o retiran energía de la red.
1.3 ALCANCE
Esta Tesis se encamina a determinar como se realiza la remuneración al
transmisor, ya que este tema es muy discutido debido a la necesidad de encontrar
una metodología justa tanto para el transmisor como para el usuario. Analizando
la tarifa aplicada dentro del nuevo modelo del sector eléctrico en el que el
transmisor así como los demás agentes son empresas cuyo objetivo es vender su
producto y recuperar su inversión además de tener una ganancia que permita la
ampliación del sistema.
Se presenta una revisión del modelo en el que evolucionó el sector eléctrico, las
características que se exigen del transmisor en el nuevo mercado y la forma como
se remunera al transmisor en forma general.
A continuación se realiza un resumen de la situación del sector eléctrico en el
Ecuador y de la normativa incluida dentro de la Ley de Régimen del Sector
Eléctrico que afecta al Transmisor, pasando luego a revisar el método según el
cual se calcula actualmente la tarifa de transmisión.
En el campo operativo se realiza un análisis del desempeño actual del sistema de
transmisión y se determinan las restricciones presentes en condiciones de
demanda máxima para la época de alta hidrología, considerando que son las que
más exigen del sistema ya que la generación está localizada en Paute lo que
provoca problemas de voltaje y saturación de la capacidad de transformadores.
Una vez obtenidos los puntos en los que el sistema presenta congestiones se
comparan los resultados del análisis realizado, con el presentado por el
transmisor para comprobar que se llegan a resultados similares para después
contrastar estos con el plan de expansión presentado por el Transmisor y
revisado por el CONELEC para el periodo 2000 - 2009, para determinar si las
restricciones encontradas son levantadas con los proyectos propuestos en la
planificación.
De las congestiones encontradas se escogen algunas representativas sobre las
cuales se procede a realizar la evaluación económico-financiera que permita
determinar si la alternativa escogida que permite superar la restricción es más
económica que pagar las multas por restricciones que se establecen en el MEM y
su normativa. Los resultados de este análisis son un indicador que permite
establecer que tan beneficioso para la empresa es realizar una obra. El análisis se
hace considerando el método de tarifación actual y trata de determinar si los
ingresos que se perciben a través de este método serán suficientes para llevar
adelante la planificación que permita levantar las restricciones.
En el siguiente capítulo se presenta la propuesta de un nuevo método que
considere el uso que hacen los agentes de las redes para el cálculo de la tarifa de
transmisión tratando que esta sea más justa para el usuario. Aquí se explica la
forma de cálculo de este método y se muestran los resultados obtenidos.
El último capítulo contiene las conclusiones y recomendaciones a las que se llegó,
comparando los resultados obtenidos, con los ingresos que se consigue con la
tarifa actual y también los provenientes de los análisis de congestiones realizados
en la primera parte.
CAPITULO 2
LA TRANSMISIÓN EN EL MODELO DE MERCADO Y
METODOLOGÍA ACTUAL DETARIFACIÓN
La remuneración al servicio de transporte es un tema que se encuentra en
discusión actualmente tanto en el Ecuador como en el resto del mundo [10], ya
que existen algunas metodologías aplicadas con distintas adaptaciones, según las
necesidades de cada país, pero ninguno de los métodos ha demostrado tener las
características necesarias para ser considerado como óptimo.
En América Latina la industria de la energía eléctrica ha sufrido una profunda
transformación, cambiando de un sistema integrado verticalmente a un mercado
de libre competencia, empezando por Chile en 1982 y el resto de los países
latinoamericanos a partir de 1990 así: Argentina en 1992, Perú en 1993, Bolivia y
Colombia en 1994, América Central y Brasil en 1997. En México, Paraguay,
Uruguay, Venezuela y Ecuador el proceso a sido más lento estructurándose con
mayor fuerza a partir de 1999. A pesar de la diversidad en el tamaño de los
países y de las diferentes demandas de potencia todos han tomado caminos
similares hacia mercados desregulados y esquemas de libre competencia que
tuvieron sus bases conceptuales en el modelo adoptado originalmente en el Reino
Unido [15].
El nuevo modelo plantea la creación de un mercado eléctrico en el que los
generadores como agentes privados compiten libremente. Los demás actores
son: el transmisor, los distribuidores y grandes consumidores (grandes empresas
que representan cargas superiores a un nivel previamente estipulado), que al ser
monopolios naturales son regulados por el CONELEC, se creó además al
CENACE como ente coordinador del mercado, encargado de la operación y el
despacho económico de las unidades.
Un nuevo marco legal y regulatorio, con otro sistema de precios se han
establecido para avalar y soportar los cambios realizados en el sector eléctrico.
Se crea una clara división en empresas independientes de las tres actividades del
sector generación, transmisión y distribución con el objetivo de que su actividad
sea concesionada a empresas para que se facilite su control, se promueva la
participación privada y se creen condiciones de libre competencia.
Esta evolución del sector busca mayores niveles de eficiencia que cumplan con la
nueva visión de la industria de la energía eléctrica al ser manejada como un
negocio. El objetivo es llegar a un modelo en el que todos ios agentes trabajen en
libre competencia y el usuario final pueda escoger quien sea su proveedor de
energía logrando que los consumidores consigan ei menor precio posible en el
mercado, así como el libre acceso a las redes de transmisión y distribución. Otro
resultado previsible es que con la competencia, el sistema reduzca sus costos
haciendo uso de tecnologías más eficientes.
2.1 NUEVOS MODELOS DE ESTRUCTURACIÓN DEL SECTOR
ELÉCTRICO
2.1.1 MODELO DE COMPETENCIA AL POR MAYOR
Este modelo se caracteriza por empresas de distribución que pueden escoger a
quien comprar junto con una competencia en la generación. En este modelo los
consumidores finales no tienen la posibilidad de escoger a quien comprar la
energía eléctrica y portante los distribuidores tienen un monopolio sobre la venta
de energía a los consumidores finales.
En este sentido se puede decir que en el modelo la venta de energía se realiza a
nivel de subtransmisión, permitiendo un acceso libre a las líneas de transmisión
tanto para los generadores como para los distribuidores que tienen que pagar
únicamente un peaje por el uso de las instalaciones de transmisión.
En este modelo, los generadores se encuentran en competencia y pueden
vender su energía tanto a los distribuidores como al mercado, del mismo modo
que los distribuidores pueden comprar directamente a los generadores o al
mercado, es decir se tiene un mercado abierto, pero se mantienen un monopolio
de los distribuidores sobre los consumidores finales. Se conserva la figura de un
ente regulador que controla a los distribuidores debido al monopolio dentro de las
zonas de concesión, la estructura de las partes en competencia en el mercado y
la utilización de las líneas de transmisión.
Arreglos Económicos
Las funciones de despacho deben ser independientes de los actores del mercado.
El operador del sistema esta encargado de mantener la frecuencia y el voltaje del
sistema de transmisión estable. El operador requiere acceso a la información
sobre la operación de las líneas de transmisión, soporte para voltaje, frecuencia y
reserva de energía.
En el mercado ocasional o spot se establece el precio de mercado de forma
horaria o cada media hora, en función del equipamiento de la generación que
satisface la demanda.
Los precios en la transmisión deberían reflejar el costo marginal de la misma
forma que la generación, lo cual garantiza el uso racional y económico del sistema
de transmisión. En el modelo no se requiere el libre acceso de los agentes a las
líneas de distribución, sino solamente a las líneas de transmisión y el precio debe
cubrir las necesidades de mantenimiento y crear un incentivo económico para
ampliar y mejorar el sistema.
El mercado eléctrico es un mercado libre en el que las partes pueden entrar y salir
según los movimientos de! mismo. En el mercado los precios deberían fijarse por
la libre competencia entre los generadores y los movimientos propios del
mercado, pero en la práctica la mayoría se dan por acuerdos bilaterales entre los
compradores y los generadores que operan en el mercado.
Transmisión
En este modelo las funciones de transmisión necesitan ser redefinidas, primero
deben consolidarse las redes de transmisión, para la mayoría de las redes se
deben hacer negociaciones según la operación, los flujos y las interfaces entre las
redes. Después las funciones de la transmisión deben ser separadas en una o
varias compañías, según las necesidades del mercado, que se encarguen del
negocio del transporte de energía. Las nuevas funciones relacionadas con la
operación de la red deben ser adecuadamente identificadas y asignadas. Las tres
funciones más importantes son: Despacho, Transmisión y Operación del
Mercado.
El Despachador debe mantener estable el sistema de transmisión y actuar como
un controlador de tráfico. El encargado del despacho es mejor que sea un ente
independiente tanto de los compradores como de los vendedores de electricidad.
El Proveedor de Transmisión debe ser accesible a todos los agentes del mercado,
compradores y vendedores los que deben pagar por eí uso de las líneas.
El Operador del Mercado debe identificar los arreglos para establecer el
desbalance entre el valor de los contratos de energía y los flujos actuales.
Todas estas funciones deben a menudo ser cumplidas independientemente de los
negociantes del mercado que tendrán que ser duramente regulado.
Generación y Venta al usuario final
El rol de los Distribuidores es ser compradores de energía en este modelo. Estos
pueden escoger a quien comprar la energía, ya sea directamente a los
generadores que se encuentran compitiendo entre si o al mercado, los precios en
generación se darán únicamente por la competencia y el mercado, esto es por
10
las leyes de oferta y demanda, pero si existiese un sobreprecio en la venta, el
hecho de que los distribuidores mantengan un monopolio sobre el consumidor
final significa que este exceso en los costos puede ser pasado a ios usuarios, por
tanto se necesita que los monopolios sean controlados.
Resumen
En este modelo se puede escoger la generación, tanto en calidad como en tipo, o
comprar la energía a! mercado. Un generador construirá una planta sí el precio del
mercado ofrece la cobertura de costos de construcción, operación y una
ganancia, esta se dará mientras el costo de producción sea menor, por tanto se
incentiva la creación de centrales de bajos costos, principalmente hidráulicas o a
gas. En este modelo los generadores son los encargados de buscar los contratos,
sin embargo existe un ente, el mercado spot al cual ellos pueden vender su
energía, lo que significa que el contrato de compra-venta no es esencial.
La competencia para lograr disminuir los costos y la operación de mercado es el
real incentivo para la eficiencia en generación incluso con un limitado número de
compradores y con un mercado saturado con contratos a plazo. Quien genera a
bajos costos puede vender potencia ai mercado spot y en efecto vender esta por
un alto precio debido a los contratos establecidos. Pero un generador que
produce a elevados costos puede incluso decidir cerrar la planta y pagar su
obligación a través del mercado spot. Esta es una poderosa herramienta para
alcanzar la eficiencia en generación.
2.1.2 MODELO DE COMPETENCIA AL POR MENOR
El modelo es conocido como de competencia al por menor o de acceso directo,
en este todos los consumidores tienen acceso a comprar directamente a los
generadores en competencia o a un mercado minorista. El modelo difiere del
anterior en que este se caracteriza porque todos los consumidores tienen opción
11
a escoger y los distribuidores no tienen un monopolio sobre el consumidor final.
En este modelo las líneas de distribución deberán tener acceso abierto, del
mismo modo que las líneas de transmisión, a todos los agentes del mercado.
Con esta estructura existe una libre entrada y salida al mercado de generación
esto significa que no habría regulación sobre la necesidad de nuevas plantas ni
sobre la capacidad de producción ya que esta se controla solo por las fuerzas del
mercado. El mercado minorista es una nueva función del modelo, se enfatiza que
no es un modelo de comprador sencillo, no son agencias compradoras, no toman
riesgo de mercado y no pueden discriminar precios. Este no requiere de
empresas de distribución sino de una agencia encargada de las líneas de
distribución.
Este es un modelo sencillamente de transportación en el que se tiene una energía
en movimiento para facilitar el intercambio bilateral. Se da la entrega física de la
energía mediante el intercambio sobre una red integrada. Los arreglos en el
mercado spot, según la oferta de los generadores se facilitan las acciones de
despacho por orden de mérito y el precio se da de acuerdo a la demanda medida
cada intervalo de tiempo establecido (una hora o media hora).
Arreglos Económicos
El modelo necesita de un libre acceso a todas las líneas tanto de transmisión,
como de distribución, por lo que se necesita introducir un mecanismo que cree
una red que permita el intercambio bilateral, estos deben ser similares a los que
se describen en el modelo anterior. Como se necesita de un acceso a todas las
líneas, los agentes, compradores y vendedores, deberán pagar un peaje por
utilizarlas, este precio debe cubrir los costos y proveer de un incentivo económico
que premie la eficiencia y mejoras.
En el modelo, el mercado spot es esencial ya que maneja los arreglos
contractuales entre consumidores y productores y la utilización de las redes. En
12
este modelo la medición se convierte en el principal problema ya que se necesita
medir la demanda de cada consumidor cada media hora, o según el periodo que
sea establecido. Es decir que el precio cambia en cada intervalo de tiempo, por lo
que es necesario conocer como participa cada consumidor en el mercado
minorista cada periodo determinado.
Transmisión y Distribución
No debe haber obviamente razones de conflicto porque la distribución y la
transmisión no deberían estar en la misma compañía. Se tiene el mismo negocio
con diferentes niveles de voltaje y todas las líneas funcionan como restos de los
monopolios. Históricamente sé esta acostumbrado a trabajar con la transmisión
separada de la distribución y una razón para sostener esta separación es
mantener el esquema de competencia, por tanto el control que se tenga sobre las
empresas encargadas de la transportación deberá ser más severa que las que se
encargan de las empresas de distribución en el modelo anterior.
Resumen
Este modelo exige gasto en nuevas tecnologías debido a la necesidad de
mediación a todos los consumidores, a intervalos cortos de tiempo, y como de
estas dependen los precios a pagarse deben ser lo más exactas posibles, esto
hace que las utilidades bajen por lo que debe mantenerse un margen de ganancia
que sostenga el interés por la competencia y por mejorar calidad y eficiencia.
Como los precios están dados totalmente por los movimientos del mercado, se
debe tener plantas que produzcan a bajos costos para que se pueda recuperar los
costos con una ganancia razonable caso contrario las plantas se verán obligadas
a cerrar, esto mantiene el espíritu de competencia y el interés por alcanzar
mejores niveles de eficiencia.
13
2.1.3 VISION CONCEPTUAL DE LOS MODELOS - DOS PARADIGMAS
Un paradigma es el modelo de mercado derivado de la observación de la mayoría
de mercados, donde productores, vendedores y minoristas toman posesión de un
producto físico y el transporte de un lugar a otro de variadas maneras. Este
paradigma es aplicado a la electricidad en la operación de las redes, pago por el
transporte (transmisión) los minoristas que venden al consumidor final a través de
las redes de distribución pagando por el uso de estas.
El paradigma observa si el sistema económico se acomoda al comercio bilateral
de la energía, a las reglas de la libre competencia y a la fijación de los precios por
las fuerzas del mercado, oferta y demanda. Y así se tiene una definición sobre
como el mercado debe empujar a los precios de todos los servicios para que
exista competitividad a todos los niveles que dice: Ei costo marginal de proveer
un servicio si hay un exceso de capacidad o el valor del servicio sí este no esta
disponible. Si no hay competición por ejemplo en transmisión, el trabajo del
regulador es determinar el costo marginal que puede ser cargado a los
consumidores.
El otro puede ser llamado paradigma de optimización, en este los precios del
transporte están separados geográficamente de los precios de mercado, y si hay
competición en el transporte y los precios deben ser iguales a los costos
marginales si es que hay un exceso en el transporte o una renta de congestión si
es que no los hay. Los precios de los minoristas incluirán la suma de los costos
marginales y los costos de distribución. Y en éste, el operador del sistema compra
y vende a precios nodales.
En esencia en las transformaciones hay un cambio en el paradigma de la
comprensión del negocio de la electricidad reconociendo esencialmente diferentes
características económicas para los ámbitos de generación, transmisión y
distribución. La generación esta clasificada como un campo en donde la
competencia puede ser estimulada pero el proceso de desregulación se hace más
14
complicado al hablar de la transmisión o distribución ya que no pueden ser
clasificadas como perfectamente competitivas.
2.2 CARACTERÍSTICAS DE LA TRANSMISIÓN EN EL NUEVO
MODELO
2.2.1 LIBRE ACCESO
Como se puede ver ambos modelos ponen énfasis en la necesidad de la
implementación de sistemas de transmisión funcionando en un esquema de libre
acceso como factor clave dentro del proceso de desregulación del mercado
eléctrico, ya que sin el ubre acceso no es posible la libre transacción entre los
participantes del mercado eléctrico y portante la competencia no es posible [10].
Se han presentado dos formas distintas de libre acceso que dependen del tipo de
regulación en la que se aplique, tradicional o avanzada;
Acceso explícito.- Cuando se aplica el libre acceso en un sistema tradicional
caracterizado por un acceso muy restringido tratando de establecer cierta
competencia. Se basa en transacciones o contratos físicos, es decir que requieren
movimiento real de energía, por ejemplo demandaría del generador el
seguimiento de la curva de carga del distribuidor.
Acceso implícito.- Aplicado en sistemas liberalizados organizados en un ámbito
de mercado eléctrico mayorista en el que todos los agentes tienen acceso a la red
facilitando su participación en el mercado, aquí pueden establecerse contratos
fijos de suministro que buscan proteger a los agentes contra la volatilidad del
precio de mercado asegurando así un precio fijo para la compra y venta de una
determinada cantidad de energía.
Por tanto la transmisión deja 'de ser una actividad relacionada con las
necesidades de un generador por abastecer a un consumidor para convertirse en
15
un negocio independiente cuyas redes puedan ser utilizadas por cualquiera que
necesite abastecer una demanda proporcionándose así condiciones de
competencia entre los distintos generadores.
Esta necesidad de libre acceso plantea otro enfoque para la función y la
operación del transmisor dejando patente la necesidad de establecer nuevos
procedimientos de asignación de costos por transporte ya que esta actividad se
instituye como una empresa independiente cuyo negocio es la puesta a
disposición de sus redes para el transporte de energía.
2.2.2 MONOPOLIO NA1TORAL
Se conoce como monopolios naturales al grupo de industrias que en una situación
de monopolio suministran bienes y servicios esenciales, sujetos a regulación
pública con el fin de que operen en el interés público. Es difícil precisar cuales
son las industrias que caen dentro de este grupo, puesto que lo que constituye el
interés público o los bienes esenciales es una cuestión de opiniones personales y
políticas.
En términos generales, las industrias que más se consideran como empresas de
servicios públicos son aquellas que suministran servicios por medio de cables,
tuberías y vías, es decir, el agua, el gas, la electricidad, las telecomunicaciones,
los servicios sanitarios y los ferrocarriles. Todos ellos poseen una característica
común: el empleo de grandes cantidades de equipo especializado y caro. Para
mantener unos precios bajos, y al mismo tiempo, obtener un ingreso suficiente
para satisfacer los sustanciales intereses y amortizaciones de su capital, las
unidades productoras individuales de estas industrias deben servir al máximo
posible de clientes. Por esta razón, resulta generalmente antieconómico poseer
más de un tipo de cada empresa que sirva a un área.
Siempre que la producción se presenta en estas condiciones, conduce
generalmente a alguna forma de regulación pública, desde el control de precios o
16
la limitación del tipo de beneficio obtenido sobre el capital invertido al
funcionamiento y propiedad publica directa.
La separación de las actividades del sector eléctrico muestra al transmisor
básicamente como un monopolio natural tanto por el tipo de las instalaciones
como por la operación del sistema ya que existen evidentes economías de escala
en el transporte por motivos técnicos, por costos de construcción y por utilización
del suelo, como puede verse por ejemplo en la disminución de los costos unitarios
de la red debido a las diferentes tensiones empleadas, esto con respecto a las
instalaciones.
Con relación a la operación, dadas las características propias del sistema de
transmisión y la condición física del flujo por las líneas dentro de un sistema
ínterconectado, se hace necesario que la operación de los mismos sea
centralizada, para permitir el equilibrio instantáneo de la oferta y la demanda, sin
que se afecte la seguridad y calidad del servicio, lo que no significa que puedan
existir varios propietarios de la red de transporte como se ve en muchos países
grandes como Brasil y Argentina o uno solo como en el caso de Ecuador.
Las leyes físicas del flujo de potencia acoplan los elementos individuales de la red
de forma que la capacidad de transporte de estos depende tanto de sus
características propias como de su ubicación en la red.
Una vez que el activo se conecta a la red, las leyes físicas fijarán su régimen de
operación independientemente de cualquier decisión económica individual que
soporte su instalación.
Al ser ia transmisión un monopolio es necesario que sea regulado, esta regulación
debe cumplir algunas condiciones que son necesarias en aspectos como precios,
acceso, operación e inversiones los cuales deben cumplir requisitos de eficiencia
económica, viabilidad y calidad de servicio.
17
2.3 REMUNERACIÓN
El principal problema al aplicar los conceptos de libre acceso en ios sistemas de
transmisión es el planteamiento de un sistema de recuperación de costos que
asegure un pago adecuado al propietario de la red de transmisión por parte de los
usuarios de la misma, de forma que sea un servicio económico y además se
garantice un retorno de la inversión suficiente que adicionalmente incentive y
permita la expansión de la red,
El problema ha sido afrontado de distintas formas por los países en los que se ha
implementado este modelo respondiendo a las características propias de sus
sistemas [11].
2.3.1 COSTOS MARGINALES
El costo marginal de producción y el beneficio marginal de consumo del sistema
constituyen las señales económicas que promueven el comportamiento eficiente
de los agentes en el mercado. En ausencia de economías de escala y ante una
estructura lineal de costos la remuneración de una actividad de producción
basados en el costo marginal como precio de la transacción permite la
recuperación de los costos de inversión y de operación.
En América Latina, los países han desarrollado un esquema de acceso abierto
que combina la asignación completa de los costos de la red de transmisión para
todos los agentes con mecanismos de costos marginales. Considerándose el uso
multilateral del sistema de transmisión con todos los agentes contribuyendo al
financiamiento de la red común basándose en el uso físico y económico del
sistema, indiferente de los arreglos comerciales [16].
El sistema de precios marginales para sistemas generación-transmisión-
distribucíón en Latinoamérica, ha sido reconocido como el mejor mecanismo para
18
reproducir las condiciones de un mercado competitivo en un sector que integra
tanto actividades competitivas como monopolices.
Se han aplicado esquemas de precios marginales geográficamente diferenciados
(precios nodales) con el objeto de alcanzar la eficiencia económica óptima tanto a
largo como a corto plazo. El establecimiento dinámico de niveles de producción y
consumo guiados por las respectivas curvas de costo de producción y beneficio
del consumo, lleva al sistema a su óptimo funcionamiento económico, lo que
convierte a los precios marginales en la señal óptima de corto plazo para los
agentes.
Por tanto, se da la aplicación de costos marginales de corto plazo o de operación,
que son el costo del suministro de una unidad adicional de demanda,
considerando el sistema eléctrico existente y resultan de un equilibrio entre la
oferta y la demanda.
En este los consumidores pagan el costo marginal de la energía que consumen
mientras los generadores reciben como ingresos la energía producida valorada al
costo marginal. Así el transmisor recibe la diferencia entre los pagos de los
consumidores y el cobro de los generadores.
Realizando una explicación más detallada de la forma en que los costos
marginales o puntuales se aplican a los agentes del mercado, se tiene:
Generadores: a los generadores se les paga la energía que producen al
precio puntual en su barra, este precio se obtiene utilizando factores de
nodo. En un mercado de competencia perfecta las ofertas de los
generadores se aproximan mucho a sus costos marginales, condición
necesaria para que el mercado sea eficiente. Los ingresos recibidos así por
los generadores, deberían ser suficientes para remunerarlos
adecuadamente, esto en condiciones ideales en un modelo conceptual.
Consumidores: El consumo de cada barra se paga al precio puntual vigente
en cada momento en la barra correspondiente
19
Transmisor: los propietarios de la red reciben un ingreso conocido como
ingreso variable de transporte que se obtiene como diferencia entre lo que
pagan los consumidores y lo que ingresa a los generadores a precio puntual,
esta cantidad es positiva y no nula.
Los precios marginales tienen la virtud de enviar a los agentes individuales las
señales óptimas en el corto plazo. De la aplicación de los costos marginales se
obtiene automáticamente un ingreso para la red de transporte que se ha
denominado Ingreso Variable de Transporte. Pero el estudio de la teoría
marginalista ha demostrado que en sistemas reales el ingreso esta muy por
debajo de las necesidades reales de los ingresos en las redes de transporte, que
tipicamente.se encuentran en torno al 20% de los costos anuales de la red,
porcentaje que puede variar dependiendo del tipo de sistema del que se trate.
Los precios marginales de la electricidad tienen todas las ventajas requeridas en
cuanto a la optimalidad de las señales que envían a los agentes en el corto plazo,
además no son difíciles de calcular y a efectos de los ingresos del transporte
pueden aplicarse aunque el mercado eléctrico no este organizado en torno a
ellos. Sin embargo, su principal inconveniente es el no llevar a la recuperación
completa de los costos de la red, a pesar de ello, su utilización aporta una
información muy útil como medio de comprobar si las transacciones realizadas
tienen sentido económico es decir si se traslada energía de zonas con precios
barato a zonas más caras. Otro problema de los gastos marginales de corto plazo
es su volatilidad, resultado del funcionamiento real del sistema.
Al no poder recuperar los costos del transmisor utilizando únicamente los precios
marginales se ve la necesidad de utilizar algún método que permita complementar
los ingresos variables para lograr la remuneración completa de la red, para lo cual
se han estudiado muchos métodos que tratan de distorsionar lo menos posible el
comportamiento deseable de los agentes [9]. En el capítulo 4 se propondrá una
metodología que permita distribuir estos costos según el uso que los usuarios
hagan de la red.
20
Por esto la tarifa de transmisión se ha dividido en dos partes, una la
correspondiente al ingreso variable recuperada a través de costos marginales y
otra la parte fija o complementaria que va a permitir cubrir ía totalidad de los
costos del transmisor.
2.4 EL SECTOR ELÉCTRICO EN EL ECUADOR
El Ecuador desde comienzos de la década del 70 surgió con un modelo integrado
verticaímente en el cual todas las etapas estaban a cargo de una misma empresa,
el Instituto Ecuatoriano de Electrificación INECEL Este controlaba la generación y
la transmisión, además de ser el principal accionista en casi todas las empresas
de distribución del país (una excepción es por ejemplo EMELEC).
El INECEL actuaba al mismo tiempo, como organismo regulador y de control sobre
los entes que el mismo dirigía, por lo que se cubrían ineficiencias de algún
segmento del negocio, lo que disminuyó la capacidad económica del sector,
situaciones que con el tiempo socavaron la existencia de este modelo.
Otro punto que llevo al colapso al INECEL fue la fijación de las tarifas, de las que
también se encargaba, más al ser este un organismo estatal, estuvo siempre
regido por los cambios y presiones políticas, por lo que la fijación de tarifas no
respondió a las necesidades de cubrir el endeudamiento de las empresas ni a
cumplir los planes de expansión.
Estas razones llevan al modelo de propiedad estatal y manejo vertical a su fin, no
solo en el Ecuador, sino en la mayoría de los países de América Latina. Así el
modelo que surgió como una respuesta para el desarroilo del sector eléctrico en
la mayoría de países y recibió apoyo de organismos internacionales a principio de
los 70's veía su caída a principios de la década del 90.
El nuevo modelo desarrollado en el Ecuador se basa en la separación de las
actividades de generación, transmisión y distribución en empresas
21
independientes. Se tiene una visión de competencia y eficiencia que produzca
incentivos para la inversión, Y se mira al Sector Eléctrico desde un nuevo punto
de vista, como un negocio en ambiente de competencia dentro de un mercado
cuyo objetivo es lograr réditos que permitan alcanzar una autosuficiencia
económica.
Así se pasa a un esquema en el que se tiene a los generadores en libre
competencia. Aparece un mercado, el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), la
transmisión y la Distribución pasan a ser servicios regulados que se dan con
concesión de derecho exclusivo. Aparece además la figura de los Grandes
Consumidores que participaran directamente en el mercado, pudiendo comprar
energía directamente a generadores, sin necesidad de la intervención de una
empresa de distribución, obligando a estos a competir con los generadores para
conservarlos dentro de sus clientes.
Se tiene además la aparición de dos organismos independientes de los actores
del mercado, estos son el Consejo Nacional de Electricidad CONELEC encargado
de fijar normas y regulaciones y hacer que se cumplan y la Corporación Centro
Nacional de Control de Energía CENACE, órgano técnico encargado del control y
operación en línea de todo el sistema.
Los Distribuidores participarán en el mercado, comprando energía a los
generadores o al mercado a través de contratos que garanticen que podrán
satisfacer las necesidades de sus consumidores. Los grandes consumidores,
también podrán suscribir contratos a plazos con los generadores al igual que los
distribuidores.
Se tiene una variación de los precios en el mercado, ya que cuando se compra
bloques grandes de energía el precio se dará de acuerdo al despacho de las
unidades, y variará según la barra en la que se realice la transacción así será el
distribuidor o el generador que deberá pagar por el uso de las líneas de
transmisión, lo que se significa que éstas deben tener un libre acceso a terceros.
22
Este modelo sufre todavía de algunos inconvenientes, debido principalmente a la
inestable situación política y económica por la que atraviesa el país, además de la
grave crisis social que impide que las suban tarifas y lleguen a cubrir totalmente
los costos económicos del sistema.
Más la visión sobre este modelo es optimista ya que se cree que funcionará y
logrará los objetivos por los que fue adoptado cuando se mejore la situación
económica del país y se pueda entrar en un mercado de libre competencia en que
los precios puedan ser fijados por las fuerzas del mercado y las tarifas a los
usuarios puedan cubrir los costos del sistema.
2.4.1 REGULACIONES RESPECTO A LA TRANSMISIÓN
Para sustentar los cambios que se dieron en el Sector Eléctrico se dictó la Ley de
Régimen del Sector Eléctrico el 18 de septiembre de 1996, en cuyo Artículo 5, se
cita los objetivos principales que se espera alcanzar con este nuevo modelo, de la
siguiente manera:
Objetivos
Proporcionar ai país un servicio eléctrico de alta calidad y confiabilidad que
garantice su desarrollo económico y social;
Promover la competitividad de los mercados de producción de electricidad y
las inversiones de riesgo del sector privado para asegurar el suministro a
largo plazo
Asegurar la confiabilidad, igualdad y uso generalizado de los servicios e
instalaciones de transmisión y distribución de electricidad
Proteger los derechos de los consumidores y garantizar la aplicación de
tarifas preferenciales para los sectores de escasos recursos económicos
Reglamentar y regular la operación técnica y económica del sistema, así
como garantizar el libre acceso de los actores del servicio a las instalaciones
de transmisión y distribución
23
Regular la transmisión y distribución de electricidad, asegurando que las
tarifas que se apliquen sean justas tanto para el inversionista como para el
consumidor
Establecer sistemas tarifarios que estimulen la conservación y el uso
racional de la energía
Promover la realización de las inversiones privadas de riesgo en generación,
transmisión y distribución de electricidad velando por la competitividad de los
mercados
Promover la realización de inversiones públicas en transmisión
En la ley se especifica que las instalaciones de transmisión que eran parte del
Estado por medio de INECEL serán transferidas en favor de la empresa de
transmisión creándose una sola compañía concesionaria del servicio de
transmisión, con carácter de sociedad anónima que es TRANSELECTRIC S.A.
En el texto de la Ley se identifican a las siguientes como las principales
obligaciones del Transmisor:
El transmisor tendrá la obligación de expandir el sistema basándose en
planes preparados por él y aprobados por el CONELEC. Esta es una
condición específica de la legislación ecuatoriana, que no se encuentra en
otros países, en los que los generadores son los encargados de expandir el
sistema según sus necesidades.
Mediante el pago del correspondiente peaje, el transmisor está obligado a
permitir el libre acceso de terceros a la capacidad de transmisión y
transformación de su sistema.
Para los fines de la Ley la capacidad de transmisión incluye la de transformación y
el acceso a toda otra instalación o servicio que el CONELEC determine, siempre y
cuando esas instalaciones sean directamente necesarias para la prestación del
servicio respectivo.
24
El transmisor no podrá otorgar ni ofrecer ventajas o preferencias en el acceso a
sus instalaciones para el transporte de energía, a los generadores, consumidores
o distribuidores, excepto, las que puedan fundarse en categorías de
consumidores o en diferencias concretas y objetivas que se determinen en el
reglamento respectivo.
Respecto a las tarifas de transmisión, la ley es clara en expresar que:
Las tarifas que paguen los agentes por el uso del sistema de transmisión deberán,
en su conjunto, cubrir los costos de inversión, depreciación, operación,
mantenimiento, pérdidas de transmisión y la rentabilidad correspondiente.
2.4.2 MÉTODO UTILIZADO PARA REMUNERAR AL TRANSMISOR
En el Ecuador, al igual que en el resto de Latinoamérica se encuentra aun en
discusión cual es el mejor método de remunerar al transmisor, pero de acuerdo a
la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, la remuneración al transmisor se
establece en el Art 20 del Reglamento de Tarifas y dice que la tarifa de
transmisión contemplará un cargo relacionado con el uso de las líneas y
subestaciones del Sistema Nacional de Transmisión y un cargo por conexión,
relacionado con el uso de las instalaciones y equipos que en forma exclusiva, le
sirven a un agente del mercado mayorista para conectarse al SNI para
materializar sus transacciones.
El costo de transmisión, junto con los costos por generación y distribución son
incluidos en la tarifa al usuario final y según la LRSE e! Artículo 6, los costos para
la determinación de las tarifas comprenden el precio referencial de la generación,
el costo medio del sistema de transmisión y el valor agregado de distribución
VAD.
El precio referencial de generación lo calcula el CENACE y es aprobado por el
CONELEC, considerando la componente de energía correspondiente al promedio
ponderado de los costos marginales de generación de corto plazo para un período
25
de simulación de un año del despacho económico proveniente de la planificación
operativa del CENACE. Y la componente de capacidad que corresponde a la
anualidad de las inversiones consideradas a la tasa de descuento y para una vida
útil aprobadas por el CONELEC, para poner en funcionamiento un equipamiento
marginal de mínimo costo que cubra la demanda máxima del sistema, a la que se
agregan los costos fijos de operación y mantenimiento.
El VAD o Valor Agregado de Distribución se obtiene para los niveles de
subtransmision, media y baja tensión, en cada nivel se tiene los componentes de
costo de capacidad, administración, pérdidas y comercialización. El estudio
técnico económico y los resultados del VAD son calculados por cada distribuidora
y aprobados por el CONELEC.
El costo medio del sistema de transmisión corresponde al costo de capacidad que
se determina como la suma de los costos de inversión, depreciación,
administración, mantenimiento y pérdidas
Los costos de la inversión provendrán del programa de expansión optimizado del
sistema para un periodo de diez años, cuyo estudio será preparado por el
Transmisor en coordinación con el CENACE y aprobado por el CONELEC.
Mediante el flujo de caja descontando de los activos de la empresa de transmisión
considerada la expansión optimizada y asociados a ía demanda máxima
correspondiente, se obtendrán los costos medios de inversión. El costo imputable
a la tarifa será la anualidad de los costos medios de la inversión para una vida útil
de 30 años y la tasa de descuento aprobada por el CONELEC.
Los costos de depreciación, administración, operación y mantenimiento son
calculados por el transmisor y aprobados por el CONELEC.
26
2.5 EL COSTO MEDIO DE TRANSMISIÓN
El 26 de octubre de 1998, en el Registro Oficial No. 54 se publicó el Reglamento
de Tarifas, el cual determina la estructura de costos para la fijación de tarifas; en
el caso específico del Transmisor, se establece que debe ser el costo medio del
sistema de transmisión el que sustentará la determinación de la tarifa
correspondiente.
2.5.1 METODOLOGÍA DE CÁLCULO
El Reglamento de Tarifas, determina que el cálculo del costo medio de
transmisión deberá contemplar los costos de inversión los mismos que
provendrán del programa de expansión del sistema para un período de diez años
al mismo tiempo, establece que, mediante e! flujo de caja descontado de los
activos de la empresa de transmisión considerada la expansión; y, asociados a la
demanda máxima correspondiente se obtendrán los costos medios de inversión;
se imputa a la tarifa la anualidad de los costos medios de inversión para una vida
útil de treinta años y la tasa de descuento aprobada por el Consejo Nacional de
Electricidad CONELEC, en este caso se ha utilizado 11.2% valor que fue utilizado
para la fijación de la tarifa vigente, determinado por el CONELEC.
Los montos de inversión anual que se consideran en el Plan de Expansión se los
determina para la fecha estimada más probable de puesta en operación, es decir
al momento en que la instalación estaría puesta en servicio.
2.5.2 COSTOS FIJOS DE TRANSMISIÓN
El costo fijo de transmisión, establecido en la LRSE tiene dos componentes que
son el costo por conexión y ei costo por transporte, el costo por conexión se
determina para cada agente según el uso que hace.de las instalaciones del
transmisor mientras el costo por transporte es común para todos los agentes.
27
El costo medio por transporte se determina restando de los activos totales en
operación calculados como el valor de reposición a nuevo los activos asociados a
las conexiones. De los estudios realizados, en el costo fijo de transmisión el valor
más representativo es el costo por transporte que corresponde a un 87% del
total, en tanto que el costo por conexión representa solo un 13%,
Pero actualmente este concepto no se aplica, y el costo fijo por transmisión
considera un solo componente ya que se ha encontrado problemas en el
momento de aplicar los conceptos de uso exclusivo, un ejemplo de ello constituye
el caso de la Empresa Eléctrica Regional Sur sería responsable de la línea y la
subestación de transformación, esto haría que el componente de transmisión que
se trasladaría a la tarifa a usuario final sería muy alto lo que haría que se tengan
tarifas impagables.
Actualmente el costo medio de transmisión se calcula en función de:
• Activos en operación, ¡guales al VRN de los activos en servicio
• Las inversiones considerando la planificación a 10 años
• Costos de administración, operación y mantenimiento que según el CONELEC
se fija en un valor máximo del 2.5% del VRN.
Con estos valores se obtiene el costo fijo de transmisión que junto con el costo
variable permiten obtener el ingreso total de transmisión que se puede referir en
función de la energía, obteniéndose un costo en US$/ kWh o en función de la
potencia encontrando un costo en US$/kW-año.
2.5.3 COSTOS VAREAJBLES DE TRANSMISIÓN
El costo variable de transmisión se obtiene de la diferencia de lo que cobran los
generadores y autogeneradores por la energía neta entregada y el pago por la
energía neta recibida por los Distribuidores y Grandes Consumidores, afectando a
28
cada nodo del sistema con su respectivo precio nodal de energía, el precio se
determina de forma horaria de la siguiente manera;
Donde:
RVTh = Remuneración variable al transmisor en una hora h
EeGih = Energía entregada por el generador i en su nodo a la hora h
ErDjh = Energía recibida por el Distribuidor] en su nodo a la hora h
Fnih = Factor de nodo del generador i a la hora h
Fnjh = Factor de nodo del Distribuidor j a la hora h
PEMh = Precio de la energía en la barra de Mercado a la hora h (US$/kWh)
Por tanto la remuneración al Transmisor se determina como la diferencia en el
pago total entre los agentes receptores de energía a una determinada hora al
precio marginal horario y el ingreso total de los agentes que venden energía a esa
hora. La remuneración variable para el Transmisor se obtiene
independientemente de los volúmenes de energía que se transen en el mercado
Ocasional o en el de Contratos.
2.5.3,1 Participación del Mercado Ocasional en la Remuneración Variable del
Transmisor
Al comenzar el sector a funcionar bajo el nuevo modelo, toda la energía comprada
y vendida por distribuidores y generadores respectivamente se negociaba en el
Mercado Ocasional, liquidándose a precio marginal horario, de ahí que se
observó una alta volatilidad de los precios de la energía, lo que hacía imposible
establecer una planificación financiera en las empresas de distribución.
29
El CENACE liquida la remuneración al Transmisor en el Mercado Ocasional y su
monto que depende de la energía negociada en este mercado y del precio
marginal sancionado horariamente, se lo calcula de la siguiente manera;
RVTMOh = PREMOh - lVEMOh
Donde:
RVTMOh - Remuneración variable al Transmisor en el Mercado Ocasional en la
hora h
PREMOh = Suma de los pagos de los agentes receptores de energía en el
Mercado Ocasional
IVEMOh = Suma de los ingresos de los agentes vendedores de energía en el
Mercado Ocasional
2.5.3.2 Participación del Mercado de Contratos en la Remuneración Variable
La energía puede ser negociada tanto en el Mercado Ocasional como en el de
Contratos, la ventaja de hacerlo en este último es conseguir precios fijos para la
energía, mediante acuerdos entre los generadores y los distribuidores se pactan
precios para cantidades de energía determinados que deberán ser suministrados
por los generadores sean estos o no despachados.
La remuneración variable al transmisor se calcula sobre la energía pactada a
precio marginal horario de la siguiente forma;
RVTMCh = RVTh ~ RVTMOh
Donde:
RVTMCh = Remuneración variable al Transmisor en el Mercado de Contratos
RVTh - Remuneración variable al Transmisor en la hora h
RVTMOh - Remuneración variable al Transmisor en el Mercado Ocasional en la
hora h
30
La RVTMCh se obtendrá sumando los pagos que hacen los agentes que compran
energía por medio de contratos en forma proporcional a [a energía pactada
evaluada al costo marginal horario.
PRVTnh=Ercn}lxFNnhxPEMh
Elrch
Donde:
PRVTnh = Pago por remuneración variable al transmisor en el Mercado de
contratos del agente comprador n a la hora h
Ercnh = Cantidad de energía pactada en el contrato por el agente comprador en la
hora n
FNnh - Factor de nodo del agente n, comprador de contrato a la hora h
Etrch = Energía total pactada en contratos a la hora h en el sistema
PEMh = Precio de la energía en la barra de Mercado a la hora h (US$/kWh)
31
CAPITULO 3
EVALUACIÓN DE LAS CONDICIONES DE OPERACIÓN
DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN Y PROBLEMAS DE
CONGESTIÓN
Con el fin de entender el proceso de remuneración al transmisor, es
imprescindible conocer las condiciones operativas del Sistema Nacional de
transmisión, para ello se parte del sistema actual donde se identifican las
restricciones actuales y futuras ocasionadas por el incremento de la demanda, el
levantamiento de estas restricciones constituye el plan de obras básico que se
incluye en el Plan de expansión que debe ser implementado.
Pero como las restricciones se identifican por las condiciones operativas, es
imprescindible presentar un resumen del contenido de la normativa que el
transmisor debe cumplir para satisfacer los niveles adecuados de calidad de
servicio.
La Empresa de Transmisión se formó con los activos de propiedad del Estado
correspondientes al Sistema Nacional Interconectado que operaba el INECEL, y
que fue concebido y desarrollado desde una óptica de planeación centralizada
sumado a ello la falta de inversión que observó la Transmisión en los últimos
años, significa que en un entorno de mercado se presenten restricciones
operativas.
3.1 CONDICIONES DE OPERACIÓN DEL SISTEMA DE
TRANSMISIÓN ESTABLECIDAS EN LA NORMATIVA
VIGENTE
El Reglamento de Despacho y Operación establece las normas para la
administración técnica de la operación del Sistema Nacional Interconecíado y las
obligaciones que deben satisfacer cada uno de los agentes en el MEM y el
Transmisor.
El CENACE es el responsable de la coordinación técnica y de la administración
del Mercado Eléctrico Mayorista debiendo resguardar la seguridad de la operación
del Sistema Nacional Interconectado.
Procedimientos de despacho y operación.- Es el conjunto de procedimientos
relacionados con la administración técnica del Mercado Eléctrico Mayorista.
Los procedimientos de despacho y operación tienen como objetivo proporcionar
una base metodológica y normativa, a lo definido en la LRSE y el Reglamento de
Despacho y Operación.
Restricciones operativas.- Se denominan así a las limitaciones impuestas por
la red de transmisión o Agentes del MEM que impiden la ejecución del despacho
económico y ocasionan diferencias entre la producción prevista de los
generadores en el despacho económico y el despacho real o incluso la operación
de plantas diferentes a las que habían sido consideradas en el despacho
económico.
3.1.1 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE LA OPERACIÓN DE TRANSMISIÓN
El transmisor opera sus instalaciones en coordinación con el CENACE acatando
las disposiciones que este imparta. Es responsabilidad del transmisor, el
cumplimiento de los criterios de calidad, seguridad y confiabilidad, así como lo
establecido en los Procedimientos de Despacho y Operación.
El Transmisor hace los mantenimientos de su red de acuerdo con el programa
emitido por el CENACE según se establece en los Procedimientos de Despacho y
Operación. Los mantenimientos que incidan de forma total o parcial en el
suministro a un Distribuidor o Gran Consumidor serán coordinados por el
33
Transmisor y comunicados al CENACE con la antelación que se establezca en
los Procedimientos de Despacho y Operación.
La coordinación de los elementos de la red de transmisión se hace en
concordancia con los programas de mantenimiento de generación utilizando los
criterios y metodologías de planificación eléctrica. El transmisor debe coordinar el
mantenimiento de sus instalaciones con los generadores, distribuidores y grandes
consumidores que se afecten con los mismos.
3.1.2 PARÁMETROS DE CALIDAD Y SEGURIDAD
La operación del SNI debe cumplir con ios parámetros de calidad y seguridad de
acuerdo al estado en que se encuentre: condiciones de estado estacionario,
transitorio y dinámico.
3.1.2.1 Estado estacionario
Para este estado las condiciones de voltaje y generación de potencia reactiva
deberán cumplir lo indicado en la Regulación 005/00 acerca de las transacciones
de Potencia Reactiva en el MEM. Sobre la calidad de la onda transmitida, las
formas de onda de corriente y voltaje deben cumplir la Norma ANSÍ/IEEE 519.
En lo referente a la cargabilidad de las líneas, en condiciones normales de
operación, las líneas de transmisión no deberán cargarse a más del 100% de su
capacidad de transporte según el diseño realizado para estas, por criterios de
seguridad de áreas o estabilidad, debidamente justificados con estudios de la red
se pueden fijar límites menores.
En condiciones de emergencia las líneas podrán ser sobrecargadas por períodos
máximos de 15 minutos permitiéndose que los conductores operen a una
temperatura máxima de 90°C pero limitada a un tiempo total de 300 horas
durante su vida útil.
34
La cargabilidad de los transformadores se mide por su capacidad de corriente
nominal, para tener en cuenta las variaciones de voltaje de operación con
respecto al nominal del equipo.
3.1.2.2 Estado Transitorio
Las unidades de generación del SNI deben ser capaces de soportar una falla
trifásica durante 100 ms en bornes del lado de alto voltaje del transformador de la
unidad sin perder la estabilidad de ángulo con relación a las demás unidades del
sistema. El tiempo de 100 ms corresponde a la velocidad de actuación de la
protección principal del elemento en falla.
3.1.2.3 Estado Dinámico
El SNI se debe planificar de manera que cumpla algunos requisitos de
funcionamiento que garanticen la estabilidad del sistema considerando diferentes
tipos de fallas. Todas las condiciones bajo las que se realiza el análisis y la
respuesta que se espera tener de la red y del sistema en general se encuentran
detalladas en el Manual de Procedimientos de Despacho y Operación
Algunas referentes a las condiciones de la red de transmisión son las siguientes;
- En las barras principales del sistema de transmisión, la tensión transitoria no
debe estar por debajo del 0.8 p.u. durante más de 500 ms. Una vez despejada
la falla y eliminado el o los circuitos del sistema según sea el caso, la tensión
no debe permanecer por debajo del 0.8 p.u. más de 700ms en el proceso de
simulación de estabilidad dinámica.
- En la simulación de contingencias se permitirán sobrecargas en las líneas de
230 kV o 138 kV hasta un 10% cuando se alcance el nuevo punto de equilibrio
del sistema. Una sobrecarga en las líneas del 10% debe ser eliminada en el
siguiente periodo de generación mediante el redespacho económico del
CENACE. La capacidad de la línea se determina entre el menor vaíor del límite
térmico del conductor, capacidad de los transformadores de corriente o
capacidad de corriente de las trampas de onda.
Después de la contingencia en el nuevo punto de equilibrio los voltajes en las
barras de 230 kV y 138 kV no deben ser inferiores a 0.9 p.u.
Al evaluar la estabilidad del sistema de transmisión ante pequeñas
perturbaciones se debe, chequear que los valores propios tengan componente
de amortiguación. Si no hay amortiguación se deben ajustar apropiadamente
los sistemas de control de las unidades de los equipos del SNI y como último
recurso, limitar las transferencias por el sistema de transmisión.
El sistema estará diseñado y operado para soportar sin consecuencias graves
ante una simple contingencia (n-1), entendiéndose como consecuencia grave
si ante la salida de un generador, transformador o línea de transmisión el
resultado fuera;
- Inestabilidad del SNI
- Sobrecarga de líneas o transformadores por más de 15 minutos
- Desviaciones de voltaje superiores a ± 10%
El control de voltaje deberá ser constante y el CENACE deberá vigilar que sus
valores no excedan los límites establecidos en las normas vigentes. El voltaje
del SNI se controla a través de:
- Los equipos de compensación del sistema (capacitores y reactores)
- Los cambiadores automáticos bajo carga (LTC) o reguladores de voltaje en
los transformadores de la unidad
- Reguladores de voltaje (AVR) en los generadores
3.1.3 CONTIABILIDAD
La evaluación de confiabilidad del Sistema Nacional Interconectado se hace en
dos etapas, primero analiza contingencias bajo las cuales el sistema puede llegar
36
a un nuevo punto de equilibrio y la segunda, contingencias extremas menos
probables pero que pueden llevar al colapso total o parcial del sistema.
Para una operación confiable e! SNI debe permanecer estable sin afectar la
demanda de los usuarios ante la contingencia de uno de los circuitos a 230 kV,
también permanecer estable ante la contingencia de los circuitos de una línea de
transmisión que ocupen una misma torre. Para este caso el CENACE podrá
implementar esquemas de desconexión automática de carga por baja frecuencia
con el objeto de preservar la estabilidad.
El SNI debe permanecer estable sin afectar la demanda de los usuarios ante la
salida de la unidad de mayor capacidad que tenga el sistema.
La planificación de la operación en condiciones extremas reconoce que el SNI
puede estar sujeto a eventos que exceden en severidad a los considerados en la
planificación y el diseño. El análisis de estas condiciones extremas permite ver la
reacción del sistema ante estas y proponer medidas para evitar un colapso del
SNI. Las condiciones extremas de análisis son las siguientes:
Perdida de la central de generación de mayor capacidad que ese operando en
el sistema
- Pérdida de todas las líneas de transmisión que compartan la misma
servidumbre.
Falla u operación errada de las protecciones de líneas de transmisión que por
su carga puedan tener un alto impacto en la estabilidad del SNI.
3.2 INFLEXIBILIDADES Y LIMITACIONES OPERATIVAS DEL
SISTEMA
El Sistema Nacional Interconectado no esta actualmente en capacidad de cumplir
todas los requerimientos de seguridad, estabilidad y confiabilidad que se expresan
en el Manual de Procedimientos de Operación y Despacho. Según los estudios
37
efectuados, el sistema presenta algunos problemas para cumplir las condiciones
en estado dinámico respecto a la capacidad para soportar contingencias y en
estado estable para mantener los niveles de voltaje que especifican las
regulaciones.
Por tanto es necesario llevar a cabo las inversiones para superar las
contingencias. El transmisor ha planificado invertir US$. 161'163.000 en levantar
las congestiones y expandir el sistema hasta el 2009. Obteniéndose un beneficio
por no pago las restricciones, que en el último año ascendieron a US$.
2750.000.
Para encontrar cuales son las líneas a nivel de 230 kV y 138 kV que ante la
primera contingencia no cumplen con los límites indicados en la regulación se han
realizado corridas de flujos de potencia y estabilidad dinámica teniendo presente
cinco escenarios posibles tomando diferentes consideraciones, tanto para
condiciones de lluvia como de estiaje del año 2000, simulando la operación del
sistema para demanda máxima.
El objetivo del estudio realizado es determinar los elementos del sistema que no
pueden soportar la condición de contingencia (n-1) sin causar la desestabilidad
del sistema, sobrecarga de líneas o transformadores por más de 15 minutos y
desviaciones de voltaje superiores a ±10% del voltaje nominal, límites que se
establecen en la Regulación del Procedimiento de Operación y Despacho
Los análisis para cada escenario, arrojan los siguientes resultados;
3.2.1 ESCENARIO 1
Considera la configuración presente del sistema sin el ingreso de nuevos equipos,
el factor de potencia actual que mantienen los distribuidores y una demanda
constante.
38
El despacho incluye la mínima generación necesaria para cumplir los
requerimientos de la regulación, siendo esta generación;
- Dos compensadores de la Central Santa Rosa
- Dos unidades de EMELESA
- Una unidad de EMELSAD
- Tres unidades de EMELMANABI
Se considera para e! análisis de contingencias la desconexión de las siguientes
líneas:
- Sto. Domingo-Quevedo
- Sta. Rosa-Sto. Domingo
- Totoras - Sta. Rosa
- Milagro - Pascuales
- Pascuales - Paute
Quevedo Pascuales
Bajo estas condiciones la única contingencia que no cumple con los
requerimientos de la regulación es la línea Totoras - Sta. Rosa. Para solventar
este problema el sistema necesita una inyección de 20 MVAR adicionales a los
despachados en la zona norte.
3.2.2 ESCENARIO 2
El segundo escenario considera en la configuración del sistema el ingreso de un
transformador 138/69 kV en la S/E Salitral y dos transformadores 230/138 kV, uno
en la S/E Pascuales y el otro en la S/E Trinitaria.
El factor de potencia actual mantenido por los distribuidores y un crecimiento de la
demanda del 3%.
39
El despacho incluye la mínima generación necesaria para cumplir los
requerimientos de la regulación, siendo esta generación:
- Dos compensadores de la Central Santa Rosa
- Dos unidades de EMELESA
- Una unidad de EMELSAD
- Tres unidades de EMELMANABI
Las líneas consideradas para el análisis son las mismas que para el escenario
anterior, obteniéndose como resultado que ninguna de las líneas a excepción de
la Quevedo - Pascuales cumplen la regulación y el crecimiento de la demanda
hace que se mantenga la necesidad de reactivos en la zona norte ante la
contingencia en la línea Totoras - Sta. Rosa.
Para que las líneas cumplan con la regulación es necesario el ingreso de las
unidades de Sto. Domingo y Sta. Elena como compensadores sincrónicos.
3.2.3 ESCENAMO 3
Considera el ingreso en el sistema de un transformador 138/69 kV en la S/E
Salitral y dos transformadores 230/138 kV, uno en la S/E Pascuales y el otro en la
S/E Trinitaria e incluye las líneas de transmisión que unen estas respectivas
subestaciones.
Considera que los distribuidores han hecho las adecuaciones necesarias en sus
alimentadores para obtener un factor de potencia de 0.98 p.u. y hay un
crecimiento de la demanda de 3%.
No considera la generación mínima por soporte de reactivos pero establece que
han ingresado capacitores en los puntos en los que el sistema presente
deficiencias que son las S/E Portoviejo y S/E Loja cada una con 12 MVAR,
40
Bajo estas condiciones se repiten los resultados obtenidos en el escenario 1, la
única línea que no cumple con las regulaciones es la Totoras - Santa Rosa
necesitando un ingreso de potencia reactiva de 20 MVAR.
3.2.4 ESCENARIO 4
A las consideraciones tomadas para el escenario anterior se aumenta un
transformador de 230/138 kV de la S/E Milagro a la configuración de la red.
El factor de potencia es el que mantienen actualmente las empresas de
distribución y la demanda tiene un 3% de crecimiento.
Siendo con este escenario obtenidos los mismos resultados que al analizar el
caso anterior.
3.2.5 ESCENARIO 5
Este escenario considera el ingreso de tres transformadores de 230/138 kV en las
S/E Pascuales, S/E Trinitaria y S/E Milagro y un transformador 138/69 kV en la
S/E Salitral. Un factor de potencia de 0.98 p.u. Siendo los resultados obtenidos
los mismos que para el escenario 3.
En el siguiente cuadro se presenta un resumen de las líneas de 230 kV que
cumplen y no cumplen con las regulaciones:
41
LINEAS DETRANSMISIÓN
Sía. Rosa -Sto. Domingo
Sío. Domingo-Quevedo
Quevedo-Pascuales
Paute-Milagro
Milagro-Pascuales
Sta. Rosa-Toíoras
Totora s-Ro bamba
Paute-Riobamba
Paute-Pascuales
P ascua les-Trinitaria
Paute-Totoras
Pucará-Ambato
Pucará-Mulaló
Muíalo- Vicentina
Vicentina-Guangopolo
V¡c entina- [barra
Pascuales-Salitral
Sta. Rosa-VIcentina
Quevedo-Daule Peripa
Daule Perípa-PortovieJo
Sto. Domingo-Esmeraldas
Pauíe-Cuenca
Milagro-Sabahoyo.
Cuenca-Loja
P ascua les-Sía. Elena
El ectro qui 1- P ascuales
Elecíroquil-Posorja
Milagro-Machala
Totoras*Agoyán
Totoras-Ambato
Policentro-Pascuales
ibarra-Tuicán
VOLTAJE DEDISEÑO
[kV]
230
230
230
230
230
230 .
230
230
230
230
230
138
138
138
138
138
138
138
138
138
138
138
138
138
138
138
138
138
138
138
138
138
LIMITETÉRMICO
[MVA]
342
353
353
342
353
342
342
342
342
353
342
112
112
112
112
112
126
112
113,2
113,2
113,2
99,5
113,5
99,5
113,5
113,5
113,5
113,5
133
99,5
126
115,5
LIM. OPERATIVO[MVA]
a
150
150
140
140
170
145
140
140
140
133
140
112
112
112
100
37,5
85
100
113
69,5
26,5
61
. 66
34
45
113
33,3
38
133
100
80
16
b
150
150
140
140
170
145
140
140
140
133
140
112
112
112
100
33
85
100
113
57
20
55
43
24
31
113
33,3
28
133
100
80
16
CUMPLENCONTINGENCIA (n-1)
SI
X
X
X
X
X
X
NO
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
Cuadro 01: Datos operativos de las líneas de transmisión de 230 kV y 138 kV del SNl
Nota:a) Transferencias límites para mantener voltajes de 0.95 pu a nivel de 69 kVb) Transferencias límites para mantener voltajes de 0.93 pu a nivel de 138 kV
3.3 PLAN DE EXPANSIÓN Y DETERMINACIÓN DE
CONGESTIONES
El siguiente análisis permite ubicar las principales congestiones del sistema, que
dan las pautas para la elaboración del plan de expansión. Para el Plan de
42
Expansión se toman en cuenta también otros aspectos y no solo los abajo
mostrados ya que considera análisis de demanda, seguridad y confiabilidad del
sistema, cumplimiento de las regulaciones establecidas por el CENACE y
CONELEC sobre el funcionamiento de la red de transmisión, necesidades de
ampliación del sistema por aumento de la demanda o requerimientos de la
generación.
Para esto se han tomado [os datos de proyección de demanda proporcionados
por el CONELEC en su Plan de Electrificación para el periodo 2000 - 2009
(Anexo 2), con estos y los resultados de flujos de carga del sistema de
transmisión se ha realizado la proyección de la demanda sobre los
transformadores en las subestaciones en el mismo periodo (Anexo 3), para poder
contrastar los resultados que se han obtenido, con los presentados en el plan del
CONELEC y el de TRANSELECTRIC S.A.
Al considerar este análisis únicamente el crecimiento de la demanda y su efecto
sobre la capacidad de transformación actualmente instalada en las subestaciones
pertenecientes al transmisor, no se obtienen resultados sobre la necesidad de
equipamiento o ampliación del sistema por necesidades de confiabilidad,
seguridad o cumplimiento de las regulaciones especialmente sobre el
mantenimiento de condiciones de voltaje en las barras del mismo.
Pero como puede verse de los resultados obtenidos, el crecimiento de la
demanda es un gran indicador de las necesidades futuras del sistema, ya que se
han encontrado en algunos casos no únicamente la señal de un aumento en la
capacidad de transformación, que es la consecuencia directa, sino la importancia
de dar un nuevo punto de alimentación al distribuidor para satisfacer de mejor
manera la demanda, esto se ve por ejemplo en el caso de la subestación Sta.
Rosa en el que el crecimiento de la demanda lleva a pensar no solo en aumentar
la capacidad de los transformadores sino en proporcionar otro punto de
alimentación a la Empresa Eléctrica Quito por lo que se propone la construcción
de la línea de transmisión Sta. Rosa - Pomasqui a 230 kV.
Para encontrar las congestiones en el sistema, el transmisor realiza estudios
considerando especialmente la época lluviosa en la que la generación está
centralizada en Paute lo que provoca problemas de voltaje en las barras más
lejanas, los que no se presentan en la época seca, ya que en esta se diversifican
los puntos de entrega de generación. Se analizan tres condiciones de demanda,
máxima, media y baja para estado estable del sistema y se realiza también un
análisis dinámico considerando la salida de servicio de algunas líneas y los
efectos que estas tendrían sobre el sistema.
A continuación se presentan los resultados obtenidos del estudio sobre la
necesidad de un aumento en la capacidad de transformación considerando el
crecimiento de la demanda.
3.3.1 ESTAPO ACTUAL DEL SISTEMA
Del Plan de Expansión 2000 - 2009 presentado por el CONELEC se toman los
datos de la proyección de demanda anual de potencia [MW] de las distribuidoras
al nivel de barras de subestación principal, considerando un escenario de
crecimiento medio, para encontrar las tasas de crecimiento que permitan
proyectar la demanda de potencia en los transformadores de las subestaciones
del transmisor.
De los resultados en estas proyecciones se obtienen los siguientes resultados:
- Sobrecarga actual en los transformadores de las subestaciones Ibarra y Sta.
Rosa
- Transformadores cercanos a llegar a su capacidad de carga en las
subestaciones Pascuales, Totoras y Milagro.
- Resumiendo en un cuadro las fechas en las que los transformadores
alcanzarán su capacidad dentro del periodo de Planificación 2000 - 2009 se
tiene:
44
Año desaturación
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
Subestación
Ibarra
Sta. Rosa
Pascuales
Salitral
Milagro
Porto viejo
Pascuales
Sta. Rosa
Totoras
Sta. Rosa
Quevedo
Sta. Elena
Trinitaria
Milagro
Cuenca
Totoras
Esmeraldas
Babahoyo
Loja
Vicentina
Máchala
Polícentro
Transformador
T2
Móvil
T1
T1
T1
T1
T2
T2
TI
T1
T2
T3
T1
T2
T2
T1
T1
T1
T1
TI
TI
T2
T1
T1
Denominación
ATQ
ATQ
ATU
ATQ
ATK
AA1
AA2
ATQ
ATU
ATT
TRN
ATR
ATQ
ATQ
ATQ
ATQ
ATQ
AA1
ATQ
ATQ
T1
T2
ATQ
ATQ
Cuadro 02: Años en que los transformadores propiedad del transmisoralcanzarán sus capacidades nominales en el periodo 2003-2009
Además de las limitaciones encontradas en la capacidad de transformación en las
subestaciones se encuentran algunas variaciones hechas en el sistema para
satisfacer necesidades de demanda pero que disminuyen los niveles de
confiabilidad del mismo, como:
- La línea de transmisión Santo Domingo - Quevedo de 230 kV, doble circuito,
estaba operando únicamente con un circuito, por cuanto la posición de línea
en-la subestación Santo Domingo era ocupada por la empresa ECUAPOWER,
Por esta circunstancia el anillo de 230 kV del Sistema Nacional de Transmisión
no operaba en forma completa de acuerdo a su diseño, restando confiabilidad
al SNI. Esta restricción actualmente está superada debido que la Empresa
ECUAPOWER se retiro del sistema en enero del 2001.
Actualmente el sistema no cuenta con capacidad de transformación de reserva
para las subestaciones ya que la subestación Móvil de 30MVA, 138/69/46 kV,
45
se encuentra instalada en la subestación Sta. Rosa y el transformador Osaka
de 20/26/33 MVA y 138/69 kV, está instalado en la subestación Quevedo.
Con estos antecedentes se pasa a revisar lo que dice el Plan de Expansión de
Transmisión para el periodo 2000 - 2009. La situación actual del sistema de
transmisión considerando el estado de ejecución de las restricciones declaradas
en el plan de expansión 1999-2008 es el siguiente:
- Entrada en operación de un autotransformador trifásico 230/138 kV, 225MVA
en la subestación Trinitaria (julio 2000). Actualmente en funcionamiento,
- Persisten restricciones en los transformadores de 230/69 kV y 138/69 kV
siendo necesario alimentar a Babahoyo desde la subestación Pascuales, para
superar esta limitación se prevé la entrada en operación del transformador
230/138 kV en la subestación Milagro (2001).
3.3,2 SOLUCIONES PARA SUPERARLAS CONTINGENCIAS
De los análisis al sistema realizados en estado estacionario y dinámico, para las
épocas lluviosa y seca, considerando demanda máxima, media y mínima, se
puede verificar los resultados anteriormente presentados y justificar la entrada en
operación de nuevos transformadores o líneas que permitan superar las
contingencias encontradas, así:
3.3.2.1 Corto Plazo 2000 - 2003
- Las restricciones más inmediatas a superar son las sobrecargas de los
transformadores ATQ en Ibarra y Salitral, ATU de Pascuales y la subestación
Móvil ubicada en Sta, Rosa, La respuesta seria aumentar la capacidad de
transformación de las subestaciones Ibarra, Salitral y Pascuales considerando
la demanda futura que como puede verse para el 2009 se encuentra casi
duplicada, por lo que lo más recomendable seria la instalación de otros
46
transformadores de las mismas características a los que ahora se encuentran
instalados.
En la subestación Salitral de 138/69 kV hay un déficit de transformación
presente tanto en época lluviosa como en época seca para condiciones de
demanda mínima y media lo que obliga a ingresar como generación forzada
las unidades de la central Aníbal Santos para evitar que el transformador de la
subestación se sature. Por esta causa el transmisor ha previsto incrementar la
capacidad transmisión de la línea Pascuales - Salitral a 138 kV y la instalación
de tres autotransformadores monofásicos 30/40/50 MVA, 138/69 kV para
aumentar la capacidad de transformación.
En el caso de la subestación Sta. Rosa se debe considerar aumentar la
capacidad de transformación de 138/46 kV que sirve la carga de la Empresa
Eléctrica Quito instalando otro transformador de las mismas características al
actualmente instalado para proceder a retirar la subestación Móvil.
En la subestación Milagro se debe aumentar la capacidad de transformación
de 230/138 kV para liberar la sobrecarga en los transformadores 230/69 kV y
138/69kV y restaurar la topología del sistema.
Para el 2002 se prevé la saturación de la capacidad de transformación en la
subestación Portoviejo siendo necesaria la instalación de nuevos
transformadores, pero para solucionar esta restricción existe la alternativa de
efectuar un reforzamiento integral del sistema de transmisión Quevedo -
Portoviejo a 230 kV, otra razón para plantear la construcción de este nuevo
sistema es superar los problemas de voltaje que se presentan en esta zona,
para lograrlo de una manera adecuada el transmisor subirá el voltaje de
transmisión, mientras el distribuidor deberá mejorar su factor de potencia y así
cumplir con lo niveles de voltaje establecidos en las regulaciones.
Para el 2003 debido al crecimiento de la demanda de la Empresa Eléctrica
Quito o a la posibilidad de la ocurrencia de fallas en el sistema, el
47
transformador ATU 230/138 kV de Sta. Rosa llega a su capacidad nominal, por
lo que se necesitaría aumentar la capacidad de transformación de la
subestación instalando otro transformador 230/138 kV, pero e! Transmisor ha
previsto esta contingencia y propone la construcción del sistema de
transmisión de Sta. Rosa - Pomasqui a 230 kV dando así a la distribuidora
otro punto de alimentación.
- El transformador 230/138 kV de la subestación Totoras para el 2003 alcanzará
su capacidad nominal por lo que para mantener la confiabilidad del sistema de
230 kV y servir a la demanda es necesario aumentar la capacidad de
transformación cambiando de transformador o colocando otro transformador
en la subestación.
- Para el mismo año se llega a los límites de operación continua del
transformador 138/69 kV de la subestación Milagro por lo que es necesaria la
instalación de un transformador de mayor capacidad o aumentar la capacidad
existente instalando un transformador.
- De mantenerse la topología actual del sistema para el 2004 se alcanzaría la
capacidad nominal de los transformadores 138/69 kV en la subestación
Quevedo y el transformador 138/46 kV de la subestación Sta. Rosa pero estas
restricciones se ven superadas gracias a que con anterioridad en la
planificación se consideró la ampliación del sistema de transmisión Quevedo
Portoviejo a 230 kV y en el caso de Sta. Rosa, ya se colocó otro
transformador a este voltaje para retirar la subestación Móvil y también se da a
la Empresa Eléctrica Quito otro punto de alimentación con la construcción del
sistema de transmisión Sta. Rosa- Pomasqui.
Como se ha visto, es clara la importancia de implementar estas obras, para
garantizar el adecuado funcionamiento del sistema. Pero, de mantenerse los
actuales porcentajes de recaudación por concepto de tarifa, no se podrá obtener
los recursos necesarios para llevar adelante los proyectos que son requeridos,
48
3.3.2.2 Mediano Plazo 2004 - 2006
- A partir del 2004 los transformadores en las subestaciones Sta. Elena,
Esmeraldas, Babahoyo y Loja a 138/69 kV llegan a los límites de sus
capacidades nominales. Por lo que se plantean las siguientes soluciones:
El transformador de Sta. Elena llega al límite de su capacidad en el 2005
según la proyección de demanda para la subestación, por lo que seria
necesaria la instalación de otro transformador de similares características.
- Al iniciar el 2006 los transformadores de Esmeraldas, Loja y Babahoyo han
superado ya su capacidad nominal por lo que para mantener la confiabilidad
del sistema y evitar daños o disminución en la vida útil por sobrecarga del
equipo es necesario aumentar la capacidad de transformación con
anterioridad.
- Respecto a la subestación Milagro, en la que está planificado un aumento en
la capacidad de transformación a 225 MVA para el 2001, debido al crecimiento
de la demanda, el transformador llega a su límite de carga para el 2004 por lo
que seria necesaria la colocación de un transformador más de características
similares al ya instalado, para solventar los requerimientos del crecimiento de
la demanda.
3.3.2.3 Largo Plazo 2007 - 2009
- Para el 2008 los transformadores 138/69 kV de Máchala y Policentro alcanzan
su capacidad nominal por lo que se debe considerar el aumento de capacidad
de transformación en estas subestaciones.
3.3.3 ESTADO ACTUAL DE LAS LÍNEAS
Tomando el sistema tal como esta funcionando actualmente bajo condiciones de
demanda máxima y en época lluviosa se presentan las siguientes sobrecargas en
las líneas considerando el límite operativo de las mismas:
49
Voltaje
230 kV
138 kV
Líneas
De
3
3
4
47
47
50
50
Nombre
PAUTE230
PAUTE230
CUENC138
PORT0138
PORT0138
S.DGO138
S.DGO138
A
16
16
14
94
94
52.
52
Nombre
MILAG230
MILAG230
LOJA-138
D-PE-138
D-PE-138
ESMER138
ESMER138
Lím. Térmico
% uso línea
36,26%
36,26%
28,94%
54,59%
54,59%
28,98%
28,98%
Lím. Operativo
% uso línea
83,57%
88,57%
84,71 %
88,92%
88,92%
123,77%
123,77%
Cuadro 03; Porcentajes de sobrecarga en líneas de transmisión considerandosus límites de construcción y operación
La línea Paute - Milagro a 230 kV se encuentra en condición crítica ya que
supera ei 80% de su capacidad operativa lo que se solventa al restituir el
segundo circuito de la línea Pascuales -Milagro y servir la carga de Babahoyo
desde la subestación Milagro.
La línea Portoviejo - Daule Peripa a 138 kV alcanza el 88.9% de su límite
térmico por lo que se justifica también la inversión en la línea de transmisión
desde Quevedo a Portoviejo a 230 kV disminuyendo así la carga sobre el
sistema Quevedo - Daule Peripa- Portoviejo a 138 kV.
- La línea de transmisión Cuenca ~ Loja a 138 kV también alcanza porcentajes
de utilización altos, tomando como referencia el límite operativo de la línea por
lo tanto se justifica el montaje del segundo circuito de esta línea para mejorar
las condiciones de voltaje en las barras.
- La línea Sto. Domingo - Esmeraldas a 138 kV presenta graves problemas
considerando sus condiciones operativas en época lluviosa, cuando la central
térmica Termoesmeraldas no esta despachada y la energía se transmite
desde Santo Domingo a Esmeraldas, presentándose grandes problemas para
mantener el voltaje dentro de los límites establecidos.
Para cumplir con las condiciones de voltaje impuestas por la ley de Régimen del
Sector Eléctrico es necesario reforzar el sistema introduciendo potencia reactiva
50
para compensar los niveles de voltaje que se encuentran fuera de los límites
establecidos.
El sistema encuentra problemas de bajos voltajes en las barras de 138 kV en las
subestaciones Máchala, Loja y Portoviejo por tanto para solventar este problema:
- En Máchala se construirá la línea a 230 kV, Milagro - Máchala tanto para
solucionar los bajos voltajes que se presentan en la barra de 138 kV de
Máchala como para permitir la entrada de una nueva central a gas EDC que
ingresaría al sistema una potencia instalada nominal de 312 MW.
- En Loja se instalarán 12 MVAR en capacitores además de construir el
segundo circuito de la línea Cuenca- Loja a 138 kV.
- En Portoviejo se construirá la línea Quevedo - Portoviejo a 230 kV
3.4 MÉTODO DE IDENTIFICACIÓN DE RESTRICCIONES
A continuación se presentan algunos ejemplos del tipo de análisis que se realiza
para determinar las restricciones del sistema, así se han escogido tres casos
para los que se desarrollará el análisis y posteriormente se presentará un estudio
económico financiero.
Los datos de costos de generación para las épocas lluviosa y seca así como para
las tres condiciones de demanda se obtendrán de los despachos económicos
reales del CENACE, considerando para hidrología lluviosa un despacho
característico de día laborable del mes de junio del 2000 y para época seca de la
misma manera pero del mes de noviembre del 2000 (Anexos 4 y 5).
Se hará también la consideración que siempre habrá una unidad generadora que
pueda entrar a suplir la demanda en el punto de conflicto en el momento en que
51
se presente la restricción, ya que si se toma el costo de energía no suministrada
los valores por costo de restricciones subirían demasiado, no permitiendo
posteriormente realizar un análisis económico realista.
3.4.1 CASO 1: RESTRICCIONES EN EL TRANSFORMADOR 230/138 kV DE LA
S/E PASCUALES
Para encontrar el costo por restricciones en este transformador se necesitan los
datos de potencia horaria para el mismo bajo condiciones de época lluviosa y
demanda máxima, en este caso se analiza el transformador ATU de 230/138 kV
con 375 MVA de capacidad. Esta información se la obtiene del CENACE, así los
datos de flujos de potencia a través del transformador que son empleados en el
análisis son los siguientes:
HORA
01:0002:0003:0004:0005:0006:0007:0008:0009:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:0017:0018:0018:3019:0019:3020:0021:0022:0023:0024:00
PASCUALESTRANSFORMADOR - ATU
MW
257,7251,2240,5250,9247,4218,4211,5259,3263,9298,3305,9300,2291
291,8293,3327,7297,4278
275,7240,5224,5231
255,1287,2277,6257
MVAR38,0951,3845,1455,241,7633,8
24,3840,8650,0343,12
5056,1257,8855,8754,3942,1548,3247,3336,4659,2958,9156,4649,7253,2852,3973,12
fp0,9890,98
0,9830,9770,9860,9880,993 .0,9880,9830,990,9870,9830,9810,9820,9830,9920,9870,9860,9910,9710,9670,9710,9820,9830,9830,962
Cuadro 04: Flujo en el transformador ATU de la S/E Pascualesen condiciones de hidrología lluviosa
52
Con los datos de flujo para estas condiciones, se procede a proyectar las
potencias de año en año, escogiendo un período de EMELGUR de 10 años ya
que se utiliza los datos de proyección de demanda presentadas por el EMELGUR
en el Plan de Electrificación para el periodo 2000 - 2009,
Para este caso se tomaron las tasas de crecimiento definidas en la proyección de
demanda de la Empresa Distribuidora EMELGUR que sirve a esta zona, los datos
en el periodo de estudio son;
Años
200020012002
2003 •
2004
2005
2006
2007
2008
2009
EMELGUR[MW]142156168
180
192
204
218
233
248266
Cuadro 05: Datos de proyección de demanda de potencia para
la distribuidora EMELGUR, periodo 2000-2009
Proyectando las potencias con este crecimiento y comparando estas con la
capacidad del transformador se encuentra las restricciones de potencia para el
periodo de estudio. Una vez que se han determinadas estas para encontrar el
costo que representan se realiza un análisis tanto para época lluviosa como para
seca, se encuentran los precios promedios para condiciones de demanda base,
media y mínima de los despachos del CENACE y se compara estos con el precio
de la unidad que tendría que entrar a generar para servir la demanda cuando el
transformador se vuelva restrictivo.
Así las proyecciones del flujo de potencia en MW sobre el transformador para el
periodo 2000 - 2009 son las presentadas en el cuadro 06 y las restricciones de
potencia considerando la potencia máxima, son las que se encuentran en el
cuadro 07.
Cuadro 06: Proyección de Potencia en MWen el transformador 230/1 38kV de la S/E Pascuales, periodo 2000-200Hora
01:00
02:00
03:00
04:00
05:00
06:00
07:00
08:00
09:00
10:00
11:00
12:00
13:00
14:00
15:00
16:00
17:00
1.8:00
19:00
20:00
21:00
22:00
23:00
00:00
2000
257
251
240
250
247
218
211
259
263
298
305
300
291
291
293
327
297
278
240
231
255
287
277
257
2001
283
275
264
275
271
239
232
284
289
327
336
329
319
320
322
360
326
305
264
253
280
315
304
282
2002
304
297
284
296
292
258
250
3O6
312
352
361
355
344
345
347
387
351
328
284
273
301
339
328
304
2003
326
318
304
318
313
276
268
328
334
378
387
380
368
369
371
415
376
352
304
292
323
364
351
325
2004
348
339
325
339
334
295
285
350
356
403
413
405
393
394
396
443
402
375
325
312
344
388
375
347
2005
370
361
346
360
355
314
304
373
379
429
439
431
418
419
421
471
427
399
346
332
366
413
399
369
2006
396
386
369
385
380
335
325
398
405
458
470
461
447
448
450
EOS
457
427
369
355
392
441
426
395
2007
423
412
395
412
4O6
358
347
425
433
489
502
493
477
479
481
538
488
456
395
379
419
471
456
422
2008
450
439
420
438
432
381
369
453
461
521
534
524
508
510
512
572
519
486
420
403
446
502
485
449
2009
483
471
451
470
463
4O9
396
486
494
559
573
562
545
547
549
614
557
521
451
433
478
538
520
481
Cuadro 07: Restricciones de potencia en MW que se presentarán en el transformador en el periodo 2000-2009Hora
01:00
02:00
03:00
04:00
05:00
06:00
07:00
08:00
09:00
10:00
11:00
12:0013:00
14:00
15:0016:00
17:0018:00
19:00
20:00.
21:00
22:00
23:00
00:00
2000
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
2001
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
3
0
0
0
0
0
0
0
0
2002
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
6
0
0
0
0
31
0
0
0
0
0
0
0
0
2003
0
0
0
0
0
0
0
0
0
21
32
24
13
14
16
59
21
0
0
0
0
8
0
0
2004
0
0
0
0
0
o0
0
0,6
47
57
50
37
38
40
87
46
20
0
0
0
32
19
0
2005
14
5
0
4
0
0
0
16
23
72
83
75
62
63
65
115
71
43
0
0
10
56
43
13
2006
39
29
13
29
24
0
0
42
49
102
113
105
90
92
94
147
100
71
13
0
35
85
70
38
2007
67
56
38
55
50
2
0
69
77
133
146
136
121
123
125
181
132
100
38
23
62
115
99
65
2008
94
83
64
82
76
25
13
97
105
165
178
168
152
153
156
216
163
129
6447
89
145
129
93
2009
126
114
94
114
107
53
40
129
138
203
217
206
189
190
193
258
201
165
94
76
122
182
164
125
54
Los costos obtenidos para las restricciones en época lluviosa y seca se calculan
considerando los precios para las distintas condiciones de demanda obtenidos de
los despachos del CENACE correspondientes y son los siguientes;
Para hidrología lluviosa:
- 0.2 centavos de USD$/kWh en demanda base
- 0.218 centavos de USD$/kWh en demanda media
- 2.265 centavos de USD$/kWh en demanda máxima
Pero a partir del año 2005 se considera un escenario pesimista de la oferta por lo
que se asume que la marginación en media y base ya no serán las unidades
hidráulicas de más bajo costo, sino unidades a gas o también se puede pensar en
la entrada en operación del proyecto Mazar, con lo que se daría un valor al agua,
así, bajo estas condiciones, los precios marginales para media y base serán los
siguientes:
- 1.184 centavos de USD$/kWh en demanda base
- 1.188 centavos de USD$/kWh en demanda media
- 2.265 centavos de USD$/kWh en demanda máxima
Y el costo promedio de las unidades que pueden entrar a satisfacer la demanda
durante la restricción es de 2.5 centavos de USD$/kWh.
Para hidrología seca:
- 11.72 centavos de USD$/kWh en demanda base
- 11.77 centavos de USD$/kWh en demanda media
- 12.61 centavos de USD$/kWh en demanda máxima
Y el costo promedio de las unidades que pueden entrar a satisfacer la demanda
durante la restricción es de 11.99 centavos de USD$/kWh.
Estos valores de costos en hidrología lluviosa y seca, se utilizarán en el análisis
de los demás casos, ya que se considera un solo despacho base para época seca
y uno solo para época lluviosa.
3.4.2 CASO 2: RESTRICCIONES EN EL TRANSFORMADOR 230/69 kV DE LA
S/E MILAGRO
Para el análisis de este caso se toman las mismas condiciones de época lluviosa
y demanda máxima para encontrar el costo por restricciones en el transformador
ATK 230/69 kV - 165 MVA de la S/E Milagro actualmente instalado. Son
necesarios los datos de flujos proporcionados por e! CENACE, que para estas
condiciones son:
HORA
01:0002:0003:0004:0005:0006:0007:0008:0009:0010:0011:0012:0013:0014:0015:0016:0017:0018:0018:3019:0019:3020:0021:0022:0023:0024:00
MILAGROTRANSFORMADOR - ATK
MW | IWAR93,991,590,990,695,5101
94,194,9
102,2103,7
104105,8102,7104,5104,7103,8104,8114,7136,7146,6146,6146,6141,7128,3112,397,5
26,2521,9719,6521,8619,6521,2
13,7520,5525,7727,1729,4931,1828,5730,6429,9528,34
29,627,7132,0234,4834,4834,4835,5931,4630,2426,36
fP0,9630,9720,9770,9720,9790,9790,9890,977
0,970,9670,9620,9590,963
0,960,9610,9650,9620,9720,9740,9730,9730,973
0,970,9710,9660,965
Cuadro 08: Flujo en el transformador ATK de la S/E Milagroen condiciones de hidrología lluviosa
56
Para proyectar estos flujos se tomó la tasa de crecimiento de la demanda de la
Distribuidora Milagro, tomada del Plan de Electrificación 2000-2009 presentado
por el CONELEC.
Años
20002001
2002
2003
20042005
2006
2007
2008
2009
MILAGRO[MW]
71828997106
116126136147159
Cuadro 09: Datos de proyección de demanda de potencia para
la E. E. MILAGRO, periodo 2000-2009
De estos datos se obtienen los porcentajes de crecimiento con que proyectar los
flujos de potencia obteniéndose para el periodo 2000-2009 los siguientes valores
(en MW):
Cuadro 10: Proyección de Potencia en MW en el transformador 230/138kV de la S/E Milagro, periodo 2000-2009
Hora
01:00
02:0003:00
04:00-
05:00
06:00
07:00
08:00
09:00
10:00
11:00
12:00
13:00
14:0015:0016:00
17:00
18:0019:00
20:00
21:00
22:00
23:00
00:00
2000
93
92
91
91
96
101
94
95
102
103
104
106
103
104
105
104
105
115
147
147
142
128
112
98
2001
108
106
105
105
110
117
108
110
118
120
120
122
119
120
121
120
121
132
169
169
164
169
163
148
2002
118
115
114
113
120
127
118
119
128
130
130
133
129
131
131
130
131
144
184
184
178
184
178
161
2003
128
125
124
123
130
138
128
129
139
141
142
144
140
142
143
141
143
156
200
201
193
200
193
175
2004
140
136
135
135
142
150
140
141
152
154
155
158
153
156
156
155
156
171
219
219
211
219
211
191
2005
153
149
148
148
156
165
153
155
167
169
170
173
168
170
171
169
171
187
239
240
231
239
231
209
2006
166
162
161
160
169
179
167
168
181
184
184
187
182
185
186
184
186
203
260
260
251
260
251
227
2007
180
175
174
173
183
193
180
181
195
198
199
202
196
200
200
199
200
219
280
281
. 271
281
271
245
2008
193
188
187
186
196
207
193
195
210
213
214
217
211
214
215
213
215
235
301
302
291
301
291
263
2009
208
203
202
201
212
224
2O9
211
227
230
231
235
228
232
233
230
233
255
326
327
315
326
315
285
57
Con estos flujos proyectados y considerando la máxima potencia del
transformador se obtiene los valores de potencia (en MW) que para el período de
estudio van a ser restringidos;
Hora
01:00
02:00
03:00
04:00
05:0006:00
07:00
08:00 •
09:00
10:00
11:00
1-2:00
^3:00
14:0015:00
16:00
17:00
18:00
19:0020:00
21:00
22:00
23:00
24:00
2000
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
2001
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
13
13
7
13
7
0
2002
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
27
27
21
27
21
4
2003
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
• 0
0
0
0
44
44
37
44
37
19
2004
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
10
0
0
0
0
14
62
62
55
62
55
35
2005
0
0
0
0
0
8
0
0
10
13
13
16
11
14
14
13
14
31
83
83
75
83
75
53
2006
10
6
5
4
13
22
10
12
25
27
28
31
26
29
29
27
29
47
103
104
95
104
95
71
2007
23
19
17
1726
37
23
25
39
42
42
46
40
43
44
42
44
63
124
124
115
124
115
89
2008
36
31
30
30
40
51
37
38
53
56
57
61
54
58
59
57
59
79
145
145
135
145
135
107
2009
52
47
45
45
56
68
53
54
71
74
75
79
72
76
76
74
76
98
169
170
158
170
158
129
Cuadro 11: Restricciones de potencia en MW que se presentarán en el transformador en el periodo 2000-2009
Los costos que esto representa se calcularán del mismo modo que en el caso
anterior, los costos para las diferentes condiciones de demanda serán los mismos
y únicamente cambiarán los costos promedios de las máquinas que ingresarán a
suplir el déficit, este caso, los precios promedios varían de la siguiente manera:
Para época lluviosa: 2.6 centavos de USD$/kWh
Para época seca: 11.99 centavos de USD$/kWh
3.4.3 CASO 3: RESTRICCIONES EN EL TRANSFORMADOR 230/138 kV DE LA
S/E SANTA ROSA
El análisis de este caso, como se verá más adelante, permite justificar la
construcción de una nueva línea y una subestación, considerando que esta
solución es mejor que simplemente colocar un nuevo transformador en la S/E Sta.
Rosa, que se encuentra en el límite de su capacidad y físicamente ya no permite
la construcción de más posiciones, por esto y para servir mejor la demanda del
distribuidor que es la segunda más grande en el país.
Para la determinación de las restricciones se procede de la misma manera que en
los casos anteriores, tomando los flujos por el transformador ATU 230/138 kV -
375 MVA, teniéndose:
HORA
01:0002:0003:0004:0005:0006:0007:0008:0009:0010:0011:0012:0013:0014:00 •15:0016:0017:0018:0018:3019;0019:3020:0021:0022:00
' 23:00^24:00
SANTA ROSATRANSFORMADOR - ATU
MW138,1133,4128,6124,3135,8182,1207,9217,5229,9
238245,2242,8241,9
229235,7
238228
250,9264,8290,6297,3292,5250,5233,3
184122,8
MVAR• 33,48
24,8812,4429,2728,2127,7320,4227,7137,8835,9515,67
3231,94
- 21,4232,2834,5938,9323,52
37,232,39
35,436,7539,5347,5750,4829,53
fP0,9720,9830,9950,9730,9790,9890,9950,9870,9870,9890,9980,9910,9910,9960,991
0,990,9860,996
0,990,9940,9930,9920,988
0,980,9640,972
Cuadro 12: Flujo en el transformador ATU de la S/E SantaRosa en condiciones de hidrología lluviosa
59
La proyección del flujo se realiza utilizando la tasa de crecimiento obtenidos de la
proyección de demanda para la Empresa Eléctrica Quito, que son:
Años
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
EEQSA[MW]
469
507
532
560
588
616
648
679
710
748
Cuadro 13: Datos de proyección de demanda de potencia para
la E.E. QUITO, periodo 2OOO-2009
Las proyecciones-de potencia en MW sobre el transformador para el periodo 2000
-2009 son los siguientes;
Hora
01:00
02:00
03:00
04:oo
05:03
06:00
07:00
06:00
09:00
10:00
11:00
12:00
13:00
14:00
15:OO
16:00
17:00
18:0019:00
20:00
21:00
22:00
23:00
00:00
2000
138
133
128
124
135
182
208
' 217
230
238
245
243
242
229
235
238
228
265
297
292
250
233
184
122
2001
149
144
139
134
146
196
224
235
248
257
265
262
261
247
254
257
246
286
321
316
271
252
199
132
2002
157
151
146
141
154
206
235
245
260
270
278
275
274
259
267
270
258
300
337
331
284
264
208
139
2003
165
159
153
148
162
217
248
259
274
284
292
290
288
274
281
284
272
316
355
349
299
278
219
145
2004
173
167
161
156
170
228
260
272
288
298
307
304
303
287
295
298
285
332
372
366
314
292
230
154
2005
181
175
169
163
178
239
273
285
302
312
322
319
317
300
3O9
312
299
348
390
384
329
306
241
161
2006
191
184
177
171
187
251
287
300
317
329
338
335
334
316
325
329
315
366
410
404
346
322
254
169
2007
199
193
186
179
196
263
300
314
332
344
354
351
349
331
340
344
329
382
429
422
362
337
266
177
2008
208
201
194
188
205
275
314
328
347
359
370
367
365
346
356
359
344
400
449
442
378
352
278
185
2009
220
212
205
198
216
290
331
346
366
379
390
386
385
364
375
379
363
422
473
466
39
371
293
195
Cuadro 14: Proyección de Potencia en MW en el transformador 230/138kV de la S/E Santa Rosa, periodo 2000-2009
60
Y las potencias en MW que serán restringidas se presentan a partir del año 2004
en el que se satura el transformador, pero debido al crecimiento de la demanda
los valores aumentan rápidamente sobre todo en demanda máxima, como puede
verse:
Hora
01:00
02;oo
03:00
04:00
O5:QO
06:oo07;oo
08:00
09:00
10:0011:00
12:00
13:00
14:00
15:00
16:00
17:00
18:0019:00
20:00
21:00
22:00
23:00
00:00
2000
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
2001
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
2002
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
2003
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
2004
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
16
10
0
0
0
0
2005
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
34
28
0
0
0
0
2006
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
10
55
48
0
0
0
0
2007
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
27
74
67
6
0
0
0
2008
0
0
0
0
0
0
0
0
0
4
14
11
9
0
0
4
0
44
93
86
22
0
0
0
2009
0
0
0
0
0
0
0
0
10
23
34
30
29
8
19
23
7
66
117
110
43
15
0
0
Cuadro 15: Restricciones de potencia en MW que se presentarán en el transformador en el periodo 2000-2009
Los costos promedios de energía que entra a cubrir la demanda que se restringe
son:
Para época lluviosa: 2.8 centavos de USD$/kWh
Para época seca: 11.99 centavos de USD$/kWh
Los análisis de restricciones como se ha podido ver permiten determinar la
potencia que va a ser restringida y según esto determinar el equipamiento que es
necesario implementar en el sistema para satisfacer adecuadamente la demanda,
a este análisis debe sumarse un análisis económico que asegure que el beneficio
que se logrará con la implementación de las obras necesarias para salvar una
contingencia serán mayores que los egresos por el pago de restricciones.
•- 61
En el siguiente capítulo se presenta la evaluación económico financiera ,de las
obras más importantes que se considera deben ejecutarse para el levantamiento
de restricciones operativas.
TR
AN
SF
OR
MA
DO
R A
TK
23
0/13
8 kV
- 3
75 M
VA
DE
LA
S/E
PA
SC
UA
LE
S
CO
STO
S PO
R R
ES
TRIC
CIO
NE
S P
AR
A H
IDR
OLO
GÍA
LLU
VIO
SA
EN
US$
Hora
01:00
02:00
03:00
04:00
05:00
06:00
07:oo
08:00
09:00
10:00
11:00
12:00
13:00
14:00
15:00
'16:00
17:oo
18:00
19:00
20:00
21:00
22:00
23:00
00:00
us/. AÑ
O LA
BORA
BLE
US/. AÑO FERIADOS
TOTAL LLUV.
US/.
2000
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
2001
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 86 0 0 0 0 0 0 0 011.216
3.562
14.778
2002
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
129 0 0 0 0
716 0 0 0 0 0 0 0 0
110.685
35.149
145.834
2003
0 0 0 0 0 0 0 0 0498
717
553
287
310
354
1.346
472 0 0 0 0 18 0 0
596.891
189.547
786.439
2004
0 0 0 0 0 0 0 0 4289
352
305
229
235
248
534
282 45 0 0 0 74 476 0
402.497
127.816
530.312
2005
91 30 0 27 0 0 0100
141
444
511
461
380
387
400
704
436 99 0 0 23 129
278 85
619,216
196.636
815.852
2006
257
192 85 189
154 0 0
257
300
625
697
643
556
564
578
902
616
162 30
0
81 194
457
250
1.020.321
324.010
1.344.331
2007
435
365
251
362
325 14 0
425
472
818
895
838
745
753
768
1.115
809
229 88 52 143
264
648
428
1.472.799
467.698
1.940.498
2008
613
539
417
535
495
165 81 594
643
1.012
1.094
1.032
934
942
958
1.328
1.002
297
146
108
205
333
840
605
1.954.268
620.592
2.574.860
2009826
747
616
743
700
345
245
796
848
1.244
1.332
1.266
1.160
1.170
1.187
1.583
1.234
377
216
175
279
417
1.070
818
2.540.925
806.889
3.347.814
A p
artir
del
200
4 se
con
side
ra q
ue e
n m
edía
y b
ase
ya n
o m
argi
na u
na u
nida
d h
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una
uni
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hid
rául
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de
may
or p
reci
o
TR
AN
SF
OR
MA
DO
R A
TK
23
0/13
8 kV
- 3
75 M
VA
DE
LA
S/E
PA
SC
UA
LE
S
CO
STO
S PO
R R
ES
TRIC
CIO
NE
S P
AR
A H
IDR
OLO
GÍA
SE
CA
EN
US$
Hora
01:00
02:00
03:00
04:00
05:00
06:00
07:oo
08:00
09:00
10:00
11:00
12:00
13:oo
14:00
15:00
16:00
17:00
18:00
19:00
20:00
21:00
22:00
23:00
00:00
US/. AÑO LABORABLE
US/. AÑO FERIADOS
TOTAL SECO US/.
;
TOTAL US/. AÑO
2000
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
2001
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 8 0 0 0 0 0 0 0 0
1.059
336
1.396
16.174
2002
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 12 0 0 0 0 68 0 0 0 0 0 0 0 010.454
3.320
13.774
159.608
2003
0 0 0 0 0 0 0 0 0 47 68 52 27 29 33 127 45 0 0 0 0 0 0 0
56.154
17.832
73.986
860.424
2004
0 0 0 0 0 0 0 0 1101
123
107 80 82 87 187 99 0 0 0 0 0 510
120.203
38.171
,. 158.375
1.838.373
2005
37 12 0 11 0 0 0 35 49 155
179
161
133
135
140
246
153 0 0 0 0 0
113 34
208.884
64.792
273.676
3.160.015
2006
104 78 34 77 62 0 0 90 105
219
244
225
195
197
202
316
216 0 0 0 0 0
185
102
347.197
105.914
. 453.111
5.157.198
2007
176
148
102
147
132 6 0
149
165
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68
CAPITULO 4
EVALUACIÓN ECONÓMICO FINANCIERA DE LAS
OBRAS DEL PLAN DE EXPANSIÓN DE TRANSELECTRIC
S.A.
4.1 DEFINICIONES IMPORTANTES
En este capítulo se va a realizar un análisis económico financiero, por tanto a
continuación se presentan las definiciones de algunos términos [19] que van a ser
utilizados:
Tasa de Interés de Oportunidad
Para que un inversionista acepte recibir una suma de dinero dentro de un periodo,
en lugar de recibirla ahora, es preciso entregarle al final de tal periodo una suma
superior a la actual, La cantidad adicional que es necesario reconocerle refleja la
capacidad que el dinero tiene de crecer en sus manos, que expresada como un
porcentaje de la cantidad inicial se llama tasa de interés por periodo. Si una
persona es indiferente entre recibir su $P hoy o su $ (P+C) dentro de un mes, la
tasa de interés mensual de este individuo es:
C_P
Y si esto es realmente cierto, tal inversionista debe estar dispuesto a tomar o
ceder dinero en un préstamo, a una tasa de interés mensual del C/P *100%. A
esta tasa de interés se le conoce como tasa de interés equivalente o tasa de
interés de oportunidad, con el propósito de destacar la idea de que el interés es
un concepto relativo a las oportunidades que enfrenta cada persona o entidad.
69
Valor Presente Neto
El valor presente neto de un proyecto o inversión no es otra cosa que su valor
medido en dinero de hoy o expresado de otra manera el equivalente en moneda
actual de todos los ingresos y egresos presentes y futuros que constituyen el
proyecto.
El valor presente es el valor de oportunidad en unidades monetarias actuales de
la alternativa en cuestión. Si es positivo, representa las ganancias extraordinarias
que genera el proyecto y si es negativo representa cuanto cuesta comprometerse
en el proyecto o lo que esta dispuesto a pagar para que otro lo lleve a cabo.
Relación Beneficio - Costo
Este índice es de utilización muy frecuente en estudios de grandes proyectos de
inversión, se apoya en el método del valor presente neto, aunque esto no implica
que en ocasiones arroje resultados inconsistentes con los que se obtiene con el
valor presente neto.
La relación costo - beneficio se calcula de la siguiente manera:
- Se calcula el valor presente de los ingresos asociados con el proyecto en
cuestión
- Se calcula el valor presente de los egresos del proyecto
- Se establece una relación entre el VP de los ingresos y el VP de los egresos, al
dividir la primera cantidad por la segunda. El resultado de tal división es la
relación beneficio - costo.
' ^ingresos l/J_ ing
egresos
Como se observa la relación beneficio - costo es una función de la tasa de interés
que se emplea en los cálculos del VP de los ingresos y egresos de modo que al
70
calcular este índice con propósitos decisorios, es necesario utilizar la tasa de
interés de oportunidad.
La relación beneficio - costo puede asumir los siguientes valores:
- Cuando su valor es superior a la unidad (>1), significa que el valor presente
neto de los ingresos es superior al de los egresos, es decir que el VPN de todo
el proyecto es positivo y en consecuencia el proyecto es atractivo.
- Cuando la relación B/C es igual a uno (=1), el valor presente neto de los
ingresos es igual al de los egresos, cuando esto acontece el valor presente
neto de todo el proyecto es igual a cero. Por consiguiente el proyecto es
indiferente y la tasa de interés utilizada representa la tasa de interna de
rentabilidad del proyecto.
- Cuando el valor de la relación es negativo (<1), tenemos un proyecto en el
cual el VP de los ingresos es menor que el de los egresos, ío cual señala que
el VP de todo el proyecto es negativo, es decir el proyecto no es atractivo.
La relación beneficio-costo es útil para adelantar la evaluación económico-social
del proyecto, ya que ese enfoque requiere que se hagan explícitos los beneficios
y costos para poder afectarlos con los factores de ajuste.
Tasa de Descuento
Es la tasa media real que permite expresar los flujos de fondos futuros al valor de
una fecha determinada y para su calculo el Consejo Nacional de Electricidad
CONELEC considerará el costo de oportunidad del inversionista, el riesgo
financiero y la rentabilidad del capital invertido, aspectos que deberán provenir de
fuentes internacionalmente aceptadas para este tipo de actividad.
Costo de Capacidad
Valor correspondiente a los costos fijos de generación, transmisión y distribución.
71
Costo por Restricción Técnica del Sistema
Cargo con el cual se compensará la generación de potencia activa cuando no se
pueda realizar un despacho de mínimo costo debido a restricciones de la red o de
otra índole.
Costo Marginal de Energía
Es el costo marginal de generación, calculado para cada hora, de aquella central
que en condiciones de despacho económico, sea la que atienda un incremento de
carga.
4.2 EJEMPLOS DE CONGESTIONES ANALIZADAS
En el capítulo anterior se encontraron las restricciones para un periodo de 10
años que dirigen o determinan las obras y proyectos que se incluyen en el plan de
expansión del Transmisor, para realizar el análisis económico financiero se
escoge un período de estudio mayor que depende de la vida útil de los equipos o
sistemas (líneas) y se obtiene los costos de los proyectos, del presupuesto de
inversiones presentado por el Transmisor (Anexo 6).
Las proyecciones de demanda utilizadas en la determinación de restricciones en
estos períodos se hacen utilizando una tasa de crecimiento medio de la demanda
para el periodo 2000 - 2009 presentado por el CONELEC para las diferentes
distribuidoras.
Para el análisis se han escogido cinco casos específicos:
1. Análisis de la construcción de la S/E Pomasqui y la línea Sta. Rosa -
Pomasqui que es necesaria principalmente para satisfacer el crecimiento de la
72
demanda de la ciudad de Quito, tanto la línea como la subestación permitirían
dar a esta otro punto de alimentación y descargar la S/E Sta. Rosa.
2. Análisis de la construcción de la línea Milagro - Máchala que se planifica no
solamente para atender el crecimiento de la demanda en la zona de Máchala,
sino principalmente por el ingreso de nueva generación al sistema, de la
central de generación a gas EDC.
3. Cambio del transformador de 165 MVA instalado en la S/E Milagro por uno de
mayor capacidad (225 MVA) en el año 2001 pero debido al crecimiento de la
demanda en la zona es necesario en e! año 2004 la instalación de otro
transformador de igual capacidad.
4. Instalación de un transformador en la S/E Ibarra de 67 MVA, por necesidades
de crecimiento de la demanda a nivel de 69 kV.
5. Instalación de otro transformador de la misma capacidad al actualmente
instalado, 375 MVA en la S/E Pascuales por requerimientos de la demanda y
estabilidad del anillo de 230 kV.
4.2.1 MÉTODO DE CALCULO
La evaluación económico-financiera de estos proyectos de inversión se apoya en
el método del Valor Presente Neto (VPN), para ello se obtendrá:
• El valor de la inversión inicial (egreso)
• El beneficio generado por el no pago de restricciones, en el caso de
implementar la obra (ingreso)
• Los costos de operación y mantenimiento de este sistema (egreso)
73
Con estos datos se calcula el VPN, utilizando la tasa de descuento de 11.2%
establecida por el CONELEC para el cálculo del costo medio de transmisión.
Los costos de operación y mantenimiento se han calculado en el 2.5 % del valor
de reposición a nuevo, valor igual al máximo aceptado por el CONELEC para los
gastos de administración, operación y mantenimiento del Sistema de Transmisión.
4.2.2 AVERSIONES A REALIZARSE EN LOS PROYECTOS
Para realizar el análisis económico financiero de los proyectos requeridos para
levantar las restricciones encontradas en el sistema es necesario elaborar un
estudio de los costos que representaría construir las obras, así por ejemplo para
la construcción de los sistemas Santa Rosa - Pomasqui, incluyendo la S/E
Pomasqui y Milagro - Máchala, se estima que el monto de las inversiones sería el
siguiente, expresado en miles de dólares;
1.1.1.1.2
1.3
2.
2.1
2.2
PROYECTO
Sistema de Transmisión Sta. Rosa -Pomasqui 230KV
UT B31 de Transmisión Sta. Rosa -Pomasqui
S/E Pomasqui
Autotransformador trifásico 180/240/300 MVA, 230/138 kV
1 posición de línea de 230 kV
2 posiciones de línea de 138 kV
1 posición de transformador, 138 kV
1 posición de transferencia, 138 kV
Autotransformador S/E Sta. Rosa, 1 pos. de línea 230 kV
Sistema de transmisión Milagro - Máchala
UT Milagro - Máchala, 230kV, 113 km
Ampliación de la S/E Milagro, 1 pos. de línea 230kV
TOTAL
BE
10884
5351
4537
1500
1126
1242
359
310
996
8342
7346
996
19226
BL
4508
2182
2110
202
501
954
226
227
216
5386
5170
216
9894
TOTAL
15392
7533
6647
170216272196
585
537
1212
13728
12516
1212
29120
Cuadro 01: Detalle de inversiones en los sistemas de transmisión Pomasqui-Santa Rosa y Milagro Máchala
Nota: BE: inversiones extranjerasBL: inversiones locales
Para los casos de instalación de nueva capacidad de transformación los costos
son los siguientes y están expresados en miles de dólares:
74
Cuadro 02: Detalle de inversiones en los que para la instalación de nuevos transformadores en la S/E Milagro,S/E Ibarra, S/E Pascuales
11.1
1.2
2
2.1
2.2
3
3.1
PROYECTO
S/E Milagro-Autotransformador225 MVA, 230/138 kV2/
Ampliación de subestación- S/E Milagro 138/180/225 MVA, 230/138 kV
Segundo transformador 2/
S/E [barra- Autotransformador 40/53/67 MVA , 1 38/69 kV 2/ 3/
incluido un patio de 69 kV- Instalación de transformadores de corriente
S/E Pascuales
- Pascuales 225/300/375 MVA, 230/138 kV (montajede segundo banco) posiciones de 230 y 138 kV
TOTAL
BE
23562356
2185
2185
4541
BL
3173,7214,7
2958,7
1166
1143
23,2
1790
1790
6129,7
TOTAL
5529,42570,7
2958,7
33512286
23,2
1790
1790
10670,4
Nota:. BE: inversiones extranjerasBL: inversiones locales
Para todos estos casos, los costos están llevados a valor presente, más los
desembolsos se realizarán según el cronograma de ejecución de cada obra.
Los resultados de los análisis para cada caso se presentan más adelante.
4.2.3 EVALUACIÓN ECONOmCO-FESÍANCIERA DEL SISTEMA DE
TRANSMISIÓN STA. ROSA - POMASQUI 230/138 kV Y LA S/E
POMASQUI DE 300 MVA
4.2.3.1 Naturaleza del Proyecto
El proyecto prevé la ejecución de las siguientes obras:
Diseño y construcción de la ampliación de la subestación Santa Rosa:
instalación de una posición a 230 kV, con esquema de doble barra con
seccionador BY-PASS, el costo asociado a esta obra es de: US$ 1;212.000.
75
Diseño y construcción de 45 km de Ifnea de transmisión a 230 kV, doble
circuito Santa Rosa-Pomasqui, el costo asociado de la línea incluida la
construcción es de: US$ 7'533.000.
Diseño y construcción de la subestación Pomasqui:
Patio de 230 kV: esquema de doble barra con una posición de línea, un
autotransformador trifásico 180/240/300 MVA, 230/138 kV.
Patio de 138 kV: esquema de barra principal y transferencia con dos
posiciones de línea, una posición de transformador y una posición de
transferencia.
El suministro y construcción de esta subestación tiene un costo de: US$
6'647.000.
El costo total de este proyecto es de US$15'392.000 y se prevé su entrada
en operación para el año 2002
La inversión total del proyecto es de: US$ 15'392,000 durante los tres años de
ejecución, por lo que la amortización se inicia de acuerdo con el cronograma
valorado de ejecución a partir del año 2004, con una vida útil de 20 años.
El beneficio producido por el proyecto y considerado en el cálculo, se debe ai
incremento de la energía transmitida en la zona norte del país y por tanto al no
pago por restricciones que se observa al construirse el sistema de transmisión
Santa Rosa-Pomasqui, sobre la base de una proyección de la demanda que
considera una tasa promedio de crecimiento anual de energía del 5.3 % hasta el
año 2009, cifra que coincide con el crecimiento medio dado por el CONELEC para
la Empresa Eléctrica Quito y Norte.
77
particular, se ha proyectado la construcción de la línea Milagro-Machala y la S/E
San Idelfonso. El proyecto prevé la ejecución de las siguientes obras;
Diseño y construcción de 113 km de línea de transmisión a 230 kV, simple
circuito Milagro - Máchala, el costo asociado de la línea incluido la
construcción es de: US$ 12'516.000.
Diseño y construcción de la ampliación de la subestación Milagro: instalación
de una posición de línea de 230 kV, con esquema de doble barra con
seccionador BY-PASS, el costo asociado a esta obra es de: US$ 1'212,000.
La construcción de la Subestación San Idelfonso correrá totalmente a cargo de
la empresa de generación EDC, sin intervención alguna del Transmisor, por lo
tanto, estos costos no se incluyen dentro de la evaluación económica
financiera del proyecto.
El Costo total del proyecto es de US$ 13728.000 y se prevé su entrada en
operación a partir del año 2003.
En la evaluación económico-financiera de este proyecto de inversión se incluirá
dentro del método de cálculo, otro concepto por ingreso que corresponde:
• Al beneficio por el ingreso de nueva generación que permite cubrir un
crecimiento de la demanda evitando cortes de servicio y produciendo un
ingreso adicional para el transmisor (ingreso)
La inversión total del proyecto es de: US$ 13728.000 durante los tres años de
ejecución, por lo que la amortización se inicia de acuerdo con el cronograma
valorado de ejecución a partir del año 2003, con una vida útil de 20 años.
Para encontrar el beneficio que proporciona este proyecto se toma en cuenta el
ahorro por concepto de no-pago de restricciones, que serían causadas por la
imposibilidad de servir la demanda de Emeloro debido a que los flujos a través de
78
las líneas producen bajos voltajes en la barra de 138 kV en la subestación
Máchala. El otro ingreso, considera la entrada en operación de la Central a gas
de EDC que va a utilizar esta línea, ésta nueva generación permite desplazar
unidades más costosas y también cubre el crecimiento de demanda. De no existir
la línea al servicio de la nueva generación, la empresa dejaría de percibir una
parte de su remuneración porque no estaría en capacidad de evacuar totalmente
la producción de EDC.
Para el caso de las restricciones, en el análisis se ha considerado una tasa de
crecimiento anual promedio de la demanda del 6.1% obteniéndose este valor de
los datos proporcionados por el CONELEC en el Plan de Electrificación en el
periodo 2000 - 2009 para la empresa de Distribución EmelOro. La cuota de
generación de EDC se la considera como aporte a la satisfacción de la demanda
futura.
4.2.4.2 Conclusiones
El proyecto ofrece un beneficio neto de US$ 6'567.228 en veinte años con una
relación beneficio-costo positiva de 1,32, con una tasa de crecimiento de la
demanda del 6.1 % anual, lo que significa que los costos de no contar con la obra
son notablemente mayores que aquellos de construirlo y operarlo, por lo que su
ejecución puede ser emprendida porTRANSELECTRIC S.A.
En este análisis se incluyen los ingresos por tarifa para evaluar el beneficio-costo,
que se obtiene como la anualidad de la inversión, a treinta años y al 11.2% según
se especifica en el Reglamento de Tarifas, referente al costo medio de
transmisión.
Es importante considerar que existen beneficios globales del sector aun más
grandes si se incluyeran en la evaluación los beneficios del desplazamiento de
unidades de generación menos económicas, así como los costos por energía no
79
suministrada en el caso de no contar con la capacidad suficiente para evacuar la
producción de EDC.
En el análisis económico financiero de este proyecto se ha considerado la entrada
de nueva generación que atienda el crecimiento de todo el país, se estima que a
partir del año 2001 se requieran al menos 100 MW anuales adicionales para
cubrir el crecimiento de la demanda.
4.2.5 EVALUACIÓN ECONÓMICO FINANCIERA PARA LA INSTALACIÓN DE
LOS TRANSFORMADORES 230/138 kV - 225 MVA EN LA SUBESTACIÓN
MILAGRO
4.2.5.1 Naturaleza del Proyecto
En la subestación Milagro se encuentra actualmente instalado un transformador
de 230/69 kV y 165 MVA de capacidad que no permite transmitir la potencia
necesaria para satisfacer adecuadamente la demanda de las zonas de Milagro,
Máchala y Babahoyo, esto se demuestra por la sobrecarga de los
transformadores 230/69 kV y 138/69 kV de la subestación.
Estas limitaciones reducen la contabilidad del sistema y causan restricciones en
otras zonas, ya que es necesario ingresar generación que no se encuentra dentro
del despacho económico para servir adecuadamente la demanda.
Estas restricciones se imputan exclusivamente al transmisor, ya que es la
capacidad del transformador de la S/E Milagro la que limita la energía que se
puede transmitir, por tanto, para superar estas, dentro de la planificación del
Transmisor para el periodo 2000 - 2009 se incluye la entrada en operación en el
2001 de un transformador de 225 MVA y considerando el crecimiento de
demanda en la zona, presentado en el Plan de Electrificación para el mismo
período por el CONELEC, se prevé que para el año 2004 se instale otro
80
transformador de la misma capacidad que permita servir las necesidades de la
demanda. Dentro de la Planificación se incluyen la ejecución de las siguientes
obras:
Instalación del transformador 230 7138 kV con capacidad de 225 MVA para
reemplazar al transformador 230769 kV - 165 MVA que se encuentra
actualmente instalado, el costo asociado a esta obra es de US$ 2'570.700
y se prevé su entrada en operación en el 2001.
Ampliación de la S7E Milagro instalando un segundo transformador de
2307138 kV con la misma capacidad del anterior a un costo para el año
2004 en que se espera su entrada en operación de US$ 4J524.000.
El costo total del proyecto llevado a valor presente es de US$ 5J529.420
Para encontrar el beneficio que proporciona este proyecto se toma en cuenta el
ahorro por concepto de no-pago de restricciones, al poder satisfacer
adecuadamente la demanda aumentando la capacidad de transformación de la
subestación.
Para el presente cálculo no se ha considerado el beneficio adicional que
produciría la facturación por tarifa de transmisión, dado que la premisa de cálculo
considera que existiría generación suficiente embebida en el Sistema con la
entrada de la planta a gas EDC que permitiría la atención de toda la demanda
futura.
4.2.5.2 Conclusiones
El proyecto ofrece un beneficio neto de US$ IS'299.216, con una relación
beneficio-costo positiva de 2,7 en veinticinco años, que es el tiempo promedio de
vida útil del equipo, considerando una tasa de crecimiento de la demanda del
81
8.5% anual y una tasa de descuento del 11.2% dada por el CONELEC en el
estudio realizado para el cálculo del costo medio.
Entonces ya que el valor presente neto obtenido es positivo, significa que para la
empresa es más beneficioso instalar los transformadores que asumir los
sobrecostos por restricciones operativas, situación que podría volverse mucho
más crítica de producirse cortes de servicio que evaluados al costo de restricción
de 300 US$/MWh, que se prevé en el proyecto de Regulación de Energía No
Suministrada, con este sobrecosto de la energía restringida el VPN resultará un
valor más favorable, por lo que su ejecución puede ser emprendida por
TRANSELECTRiC S.A.
4.2.6 EVALUACIÓN ECONÓMICO FINANCIERA PARA LA INSTALACIÓN
DEL TRANSFORMADOR 138/69 kV - 67 MVA EN LA SUBESTACIÓN
IBARRA
4.2.6.1 Naturaleza del Proyecto
Actualmente en la S/E Ibarra se encuentran instalados dos transformadores
138/34.5 kV el T1 de 50 MVA y 138/69 kV el ATQ de 33 MVA, este último se
encuentra ya sobrepasando su capacidad nominal (OA) lo que ha requerido una
redistribución de la carga que maneja Emelnorte, siendo necesario mover una
parte de esta a la S/E Tulcán, para no afectar la vida útil del transformador.
Por esta razón la planificación considera aumentar la capacidad de
transformación de la subestación instalando un transformador de mayor
capacidad, para lo que se llevará a cabo las siguientes obras:
Construcción de un patio de 69 kV
Montaje de transformadores de corriente, con el objeto de completar el
esquema de protección de la línea de transmisión Ibarra - Tulcán.
Ampliación de la S/E Ibarra instalando un transformador trifásico, 45/60/75
ÍVIVA, 138/69 kV, con LTC, adicional al que se encuentra ya ubicado en la
subestación.
El costo total del proyecto llevado a valor presente es de US$ 3*351.000 y
se prevé su entrada en operación para el año 2002.
Para encontrar el beneficio que proporciona este proyecto se toma en cuenta el
ahorro por concepto de no-pago de restricciones, al poder satisfacer
adecuadamente la demanda aumentando la capacidad de transformación de la
subestación.
Los costos de operación y mantenimiento se calculan como el 2.5% del valor de
reposición a nuevo, valor igual al aceptado por el CONELEC para el cálculo de la
tarifa de transmisión del año 2000.
4.2.6.2 Conclusiones
Del análisis económico financiero se obtiene un valor presente neto positivo para
el proyecto de US$ 633.480 y una relación beneficio-costo de 2,90 en veinticinco
años, con una tasa de crecimiento de la demanda del 5.4 % anual, lo que significa
que el proyecto presenta beneficios si se da su construcción. Por tanto es más
económico para el Transmisor realizar la obra que pagar los costos por
restricciones operativas.
83
4.2.7 EVALUACIÓN ECONÓMICO FINANCIERA PARA LA INSTALACIÓN DE
LOS TRANSFORMADORES 230/138 kV - 375 MVA EN LA SUBESTACIÓN
PASCUALES
4.2.7.1 Naturaleza del Proyecto
En la S/E Pascuales en estos momentos en condiciones de demanda máxima el
transformador ATU 375 MVA, 230/138 kV se encuentra superando su capacidad
nominal, debido a la gran demanda que representan las distribuidoras que se
sirven desde esta subestación, que es la mayor del país.
Dentro de la planificación del Transmisor para el periodo 2000 - 2009 se incluye
la entrada en operación en el 2001 de un transformador adicional de 375 MVA
considerando que de mantenerse el mismo ritmo de crecimiento en la zona, la
demanda se duplicaría para el 2010,
El levantamiento de esta restricción por tanto requiere la siguiente obra:
Instalación de un transformador 230/138 kV con capacidad de 375 MVA
igual al que se encuentra actualmente instalado, el costo asociado a esta
obra es de US$ 1790.000 y se prevé su entrada en operación en el 2001,
Para encontrar el beneficio que proporciona este proyecto se toma en cuenta el
ahorro por concepto de no-pago de restricciones, al poder satisfacer
adecuadamente la demanda aumentando la capacidad de transformación de la
subestación.
4.2.7.2 Conclusiones
El beneficio neto obtenido del análisis de esta obra es de US$ 29749.072 con una
relación beneficio-costo de 11,23 en veinticinco años, con una tasa de crecimiento
de la demanda del 7.2% anual, en este caso el valor obtenido como beneficio es
84
muy alto a pesar de considerar un escenario de oferta que no es favorable, esto
es debido a la gran demanda que se encuentra asociada con la subestación y que
al presentar a partir del año 2005, restricciones en demanda mínima y media
hace que los costos suban rápidamente.
Se puede ver claramente que es más beneficioso instalar el transformador que
asumir los sobrecostos por restricciones operativas, situación que se volvería
mucho más crítica de producirse cortes de servicio que sean evaluados al costo
de energía no suministrada.
Por tanto, de estos análisis de restricciones y económicos-financieros es patente
la necesidad de expansión del sistema para garantizar una operación óptima que
pueda satisfacer las necesidades de la demanda, esto significa que el transmisor
debe recibir ingresos que garanticen que las obras puedan ser llevadas a cabo.
Ya que el transmisor recibe ingresos únicamente a través de la tarifa esta debe
cubrir los costos de operación del sistema y además proporcionar un ingreso
adicional que pueda ser destinado a la expansión de la red. Pero como se ha
podido comprobar, desde que el sector eléctrico funciona bajo el nuevo modelo,
los ingresos que se tiene por tarifa no cubren los costos de operación y mucho
menos permiten llevar adelante la expansión del sistema, esta es una señal que
indica que el método actual de tarifación no es el mejor (aunque se debe
considerar que una causa significativa para que las tarifas no sean reales es la
crisis económica del país). Por tanto a continuación, se propondrá un método para
remuneración del transmisor que considere el uso que los agentes hacen de la
red.
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5
1.29
0.49
0
1.16
0.51
2
1.04
3.62
6
938.
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84
3.98
6
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90
CAPITULO 5
LA REIVIÜNERACIÓN AL TRANSMISOR Y LA
APLICACIÓN DE LOS FACTORES GENERALIZADOS DE
DISTRIBUCIÓN
En este capítulo se propone un nuevo método de remuneración basado en la
responsabilidad sobre el uso que hace cada agente de la red, utilizando la teoría
de factores de generalizados de distribución, con el fin de alcanzar una asignación
equitativa del cargo fijo entre los generadores que utilizan el sistema.
Como se ha indicado en los capítulos anteriores, los ingresos del transmisor a
través de la tarifa son los que van a garantizar que se cumpla con la operación y
mantenimiento del sistema y pueda llevarse a cabo el plan de expansión. Pero
como se ha podido ver también, a causa de la crítica situación económica del
país, la tarifa fijada al transmisor es deficitaria y los pagos por parte de los
agentes que se sirven del sistema no se realizan a tiempo (Anexo 7). Lo que se
propone es aplicar una tarifa que de incentivos para el pago, mostrando señales
de distribución equitativa según el uso que se haga de las redes de transmisión.
La tarifa de transmisión actualmente considera dos cargos, uno variable que toma
los costos marginales de operación del sistema en tiempo real, que recupera
únicamente un 33% de los costos de la red y uno fijo que toma en cuenta los
activos del sistema y se distribuye igualmente entre todos los agentes que pagan
por el servicio.
El método que se propone, no cuestiona el cargo variable como parte de la tarifa
de transmisión ya que este da señales adecuadas al sistema aunque no permite
recuperar todos sus costos, centrándose únicamente en redistribuir el cargo fijo
de forma más justa, permitiendo una sana competencia en el sector.
91
Ya que solo el cargo variable proporciona señales sobre el funcionamiento del
sistema, lo que se sugiere al aplicar este método, es que el total de la tarifa refleje
señales sobre el uso del SNT, distribuyendo los costos fijos entre los usuarios del
sistema dependiendo del uso que hagan del mismo.
Este método utiliza los factores generalizados de distribución [7], para encontrar el
porcentaje de utilización que hacen los agentes del sistema de transmisión; este
porcentaje se aplica al costo medio de transmisión y se determina un valor por el
transporte de energía. En este caso se consideró que sean los generadores los
paguen por el uso de las redes, tal como se establece en la Ley de Régimen del
Sector Eléctrico en el Artículo 55.
Se determinaron los factores para condiciones de hidrología lluviosa e hidrología
seca considerando que en estas difiere considerablemente el despacho de
unidades y se pone en manifiesto la diferencia en el uso que van a hacer los
generadores de las redes de transmisión, así por ejemplo, para hidrología alta un
gran porcentaje de responsabilidad recaerá sobre los generadores hidráulicos, en
especial HidroPaute que va a estar despachado a toda su capacidad cubriendo
las necesidades de la demanda, en contraste con los resultados obtenidos en
época seca, en que pasaran a ser despachadas gran cantidad de centrales
térmicas haciendo cambiar radicalmente los factores, reflejando así, las diferentes
responsabilidades de los generadores sobre el uso del sistema de transmisión.
El análisis, que se realiza para las dos condiciones hidrológicas, considera
únicamente ia demanda máxima y utiliza la topología del sistema prevista para
finales del 2001 (Anexo 8). Para obtener los factores y debido a que se requiere
únicamente las responsabilidades de los generadores sobre el sistema de
transmisión, se utilizó un modelo reducido que considera las instalaciones a 230
kV y 138 kV.
A continuación se presenta la metodología para la obtención de los factores de
distribución.
92
5.1 METODOLOGÍA PARA LA OBTENCIÓN DE LOS FACTORES
DE DISTRIBUCIÓN
5.1.1 ASIGNACIÓN DE COSTOS DE TRASMISIÓN UTILIZANDO FACTORES
DE DISTRIBUCIÓN
Los factores de distribución eran tradicionalmente usados para el análisis de
sensibilidad, seguridad y contingencias en sistemas de potencia pero pueden ser
fácilmente adaptados para la asignación del pago de los usuarios por el servicio
de transporte [7].
Los factores de distribución son tres:
Los factores A que representan un cambio en la inyección de potencia en una
barra, que dependen de ia configuración de [a red y una barra escogida como
referencia.
Los factores D o generalizados de generación dependen de las condiciones
de operación y necesitan una base de flujo de carga para su cálculo.
Los factores FP son factores de ponderación que indican la responsabilidad
sobre el uso de las líneas que va a tener cada generador que ingrese
potencia al sistema de transmisión [8].
5.1.1.1 Factores A
Los factores de distribución de cambios en la inyección de potencia, conocidos
también como factores GSDF o A, relacionan un cambio de flujo de potencia en
una línea respecto de la inyección neta de potencia en el nodo.
Los factores A o GSDF pueden ser definidos por medio del análisis de
sensibilidad e indican una relación entre la variación en la inyección de potencia
en una barra y el cambio en el flujo de potencia en una línea en particular, como
se muestra en las siguientes ecuaciones:
93
(1)
ÁGg + AGR -O (2)
donde:
AGg = cambio en la generación del generador g, excluyendo al generador de
referencia
AFi-k = cambio en el flujo en la línea l-k (desde la barra I a la k)
A|-k,g = constante de proporcionalidad o GSDF de la línea l-k, debido a un cambio
en la generación del generador g
= cambio de la generación del generador de referencia
La linealidad de la ecuación (1), permite aplicar la superposición y se considera
que el cambio en la generación es absorbido por un cambio respectivo en la
inyección de potencia de un generador de referencia con lo que la generación
total, carga y perdidas, permanecen constantes.
t = costante (3)
donde g e i son respectivamente la sumatoria de todos los generadores y todas
las cargas.
Dados todos los factores A, solo un cambio en el flujo en una línea particular
debido a una variación en la generación puede ser calculado. Por tanto e! flujo
inicial sobre todas las líneas deben proveerse a priori utilizando los resultados de
un flujo de carga.
Los valores de los factores GSDF dependen únicamente de la configuración de la
red y de la barra de referencia elegida, siendo independientes de la generación
total del sistema y de la distribución de la generación o carga (condiciones de
operación del sistema).
94
Para determinar el impacto en la rama de una inyección se debe conocer ei
sentido del flujo por la rama.
Los factores de distribución consideran únicamente los datos de potencia activa
del flujo de carga y las reactancias de las líneas:
(4)
Donde:
Xi-g y Xkg = corresponden a elementos de la matriz de reactancias (la inversa de la
matriz de admitancia nodal eliminada la fila y la columna correspondiente a la
barra de referencia)
XIK = corresponde a la reactancia del tramo 1-k, donde I y k son los nodos
terminales de la línea 1-k
Estos factores son estimaciones lineales de los cambios en el flujo con un cambio
de inyección de potencia en una barra
5.1.1.2 Factores D
Los factores generalizados de distribución de generación, conocidos también
como factores GGDF o D, relacionan el flujo de potencia en una línea l-k con la
potencia inyectada en una barra generadora g del sistema.
Estos factores se definen para superar los inconvenientes que presentan los
anteriores ya que al considerar variaciones increméntales, si se produce algún
cambio en la generación total requerirá una nueva corrida de flujo de carga para
restablecer los flujos iniciales, mientras los factores GGDF van a considerar
variaciones totales de generación-flujo, como se muestra en la siguiente ecuación:
95
(5)
Donde;
g - va a ser el sumatorio de todos los generadores
Fj-k = flujo de potencia actual en la línea 1-k
Gg = generación del generador g
D|.k,g = GGDF de la línea 1-k, debido al generador g
La ventaja de usar los GGDF es patente, primero no es necesario tener un
generador de referencia, no considera la generación total constante (restricción
dada en la ecuación 3), por tanto el significado físico del GGDF es claro,
representa la porción de generación suministrada por el generador g que fluye en
la línea 1-k.
Así se muestra de hecho, que la ecuación (5) no es la única que define los
factores GGDF, el significado de esta ecuación no puede ser usado para
determinar el factor D por medición del flujo y la generación, sin embargo dado el
factor D y la generación, la ecuación permite calcular el flujo únicamente.
Para obtener los factores D se considera que estos son únicos y derivan de un
caso base de flujo de carga. Entonces de la ecuación (5), si un generador
particular g incrementa su generación en AGg, el flujo en la línea 1-k será:
(6)P
Donde p indica el sumatorio de todos los generadores, incluyendo el generador g.
Si ahora se escoge arbitrariamente un generador de referencia R (con R * g),
como en el caso de los factores GSDF, y disminuye la generación en la misma
proporción AGg] el flujo sobre la línea 1-k después del cambio de esta generación
será;
p
96
De la ecuación (5) se tiene:
donde FM< es el flujo original sobre la línea.
Por tanto la ecuación (7) se convierte:
(8)
Comparando la ecuación (8) con la (1), se obtiene:
Dl-k,g - DMC.R = Ai.kig (9)
Para un sistema de n generadores y m líneas de transmisión, la ecuación 8
representa una familia de m*(n -1) ecuaciones. Para determinar completamente
los factores para (n * m), se necesita por tanto m ecuaciones más. De la definición
de los GGDF, los flujos y generaciones en el caso base del flujo de carga deben
satisfacer la ecuación (5), el cual representa ahora un grupo adicional de m
ecuaciones para calcular todos los factores D.
Asumiendo que todos los factores A son conocidos, la resolución de las (n x m)
ecuaciones es de hecho muy simple.
Por un cambio de la generación de todos los generadores al generador de
referencia R, y AGP = - Gp de la ecuación (1), se tiene:
(10)
97
Donde;
p es la suma de todos los generadores exceptuando el de referencia
F"i-¡< = flujo final sobre la línea l-k después del cambio
FI_K = flujo original en la línea l-k antes del cambio
Por otra parte, de la ecuación (5), se tiene;
F"I T = "V n *r?" 4. n *n-"I- |-k- ¿jJ-Si-k,p (~rp+JJ!-k,R ^R
P
Donde;
p es la suma de todos los generadores exceptuando el de referencia
G"p - generación final del generador p el cual es ahora reducido a cero
G"R - Inyección final del generador de referencia
Portante:
Ahora, G"R después del cambio de generación contiene la generación total del
sistema;
(12)
Donde q es la suma de todos los generadores incluyendo el de referencia
Después de sustituir las ecuaciones (11) y (12) en la (10) y con algunas
reducciones, se obtiene finalmente:
DHCiR=. - - - (13)
98
Si F]_k y Gq son proporcionados por el caso base del flujo de carga y todos los
factores A han sido obtenidos, el calculo de los factores D|.kiR se vuelve muy
simple, una vez que se tiene estos resultados, el cálculo del resto de los factores
pueden ser fácilmente calculados utilizando la ecuación (9).
Los GGDF no son increméntales y están completamente relacionados con las
generaciones y los flujos. Son independientes de la barra de referencia pero
dependen de la configuración de la red y las condiciones de operación del
sistema.
5.1.1.3 Factores ET
Así la formulación de los factores de distribución puede ser fácilmente utilizada
para la asignación de responsabilidades sobre el pago por la contribución positiva
al flujo en la línea. De esta manera se define un factor de uso de la red (FP) de
acuerdo a la siguiente expresión:
Donde: D'^y D'i_k,g son respectivamente iguales a D|.k,py D[_k,g si el factor tiene el
mismo signo que el flujo en la línea l-k, y son cero si son de signo contrario.
Los factores de uso de la red, se expresan como porcentajes y permiten
establecer la responsabilidad que sobre cada línea del sistema tienen los
generadores incluidos en el despacho.
Como puede verse, para la obtención de los factores de distribución es necesario
tener datos de generación que se obtienen de los despachos proyectados del
CENACE para condiciones de demanda máxima (Anexos 9 y 10).
99
Utilizando el programa de simulación de sistemas de potencia Power World se
obtuvieron los flujos sobre las líneas del sistema de transmisión, lo mismo que la
matriz de admitancias de la red, necesaria para obtener la matriz de impedancias
que permite calcular los factores de distribución del cambio de inyección de
potencia (factores A), datos de entrada para calcular los demás factores.
5.1.2 APLICACIÓN DE LOS FACTORES AL COSTO MEDIO DE TRANSMISIÓN
Los factores de distribución al ser aplicados al costo medio de transmisión [6],
obtenido de los activos en operación, representados por el costo de líneas y
subestaciones permite obtener la tarifa que cada generador debería pagar según
el uso que hace de las instalaciones del transmisor, repartiéndose así el cargo fijo
de una manera más equitativa. Los activos tanto de subestaciones como de
líneas se encuentran en el informe del cálculo de costo medio presentado por el
Transmisor (Anexo13).
La metodología que utiliza los factores de distribución para repartir e! cargo fijo de
manera discriminada según el uso de la red, puede aplicarse a un cálculo como
el presentado, que considera únicamente variaciones estacionales con casos
bases para hidrología alta e hidrología seca o puede realizarse un cálculo hora a
hora, ya que estos factores dependen de los flujos por las líneas y la potencia
entregada por los generadores, valores que varían continuamente.
El .limitante para la aplicación del cálculo horario de los factores sería únicamente
la dificultad que se incluiría al tener una tarifa horaria para la transmisión, por lo
que seria necesario determinar las ventajas o desventajas que se obtendría al
aplicar la tarifa de este modo o si se conseguiría una mejor señal al hacerlo por
periodos o estacionalmente.
Para apreciar de mejor manera los resultados que se obtienen al aplicar los
factores de distribución a la repartición del costo fijo entre generadores se han
realizado tres ejemplos en los que claramente se pueden verificar las diferentes
100
responsabilidades que tienen los generadores según la energía que transmiten
por el sistema y la época en que se realice el análisis.
5.2 EJEMPLOS DE APLICACIÓN DE LOS FACTORES DE
DISTRIBUCIÓN
Una vez que se han obtenido los factores de responsabilidad del uso de [a red en
las dos condiciones de hidrología para todas las barras en que existe entrega de
generación (Anexos 11 y 12), se asocia estos porcentajes por empresas de
generación para obtener el valor que estas deberán pagar como conjunto por el
uso de las redes del transmisor.
Los factores de distribución se obtienen para cada una de las líneas que
conforman el sistema de transmisión y por cada una de las barras en que hay
generación. Puede verse también de los resultados obtenidos, para generadores
muy pequeños principalmente los que pertenecen a las distribuidoras la
responsabilidad cuando ingresan generación es nula ya que esta es consumida
por sus propias cargas en el mismo punto de entrega, obsérvese que el ubicar
generación junto a la carga da ventajas competitivas.
Para obtener la tarifa que los generadores deberán pagar se aplica los factores
obtenidos al costo medio de transmisión. El mismo valor se obtiene si en el costo
medio se consideran todos los activos del sistema o los de una línea en particular,
en este caso para el cálculo del costo medio no se consideró el plan de
expansión, los gastos por restricciones ni los descuentos por cargo variable,
obteniéndose así un valor de 2.79 US$/kW-mes (Anexo 14), que difiere del
aprobado por el CONELEC de 3.10 US$/kW-mes que incluye los rubros antes
citados.
Para todos los generadores se sigue el mismo proceso de cálculo de la tarifa de
transmisión, para fines demostrativos esta se calculará únicamente para tres
101
casos que son considerados como los más representativos tanto de las
instalaciones existentes como de los proyectos que el transmisor ha previsto
ejecutar en el corto plazo.
5.2.1 EJEMPLO 1: SISTEMA PAUTE-PASCUALES
Se ha tomado esta línea por ser una de las principales del anillo de 230 kV y en
esta se puede apreciar la variación de la responsabilidad del principal generador
que es HidroPaute en época lluviosa y en época seca.
Como se puede ver claramente, mientras en época lluviosa el flujo a través de la
línea es 95.5% responsabilidad de Paute, en época seca, debido a la disminución
del recurso hidráulico se ve la necesidad de cubrir la demanda con el ingreso de
plantas térmicas por lo que la responsabilidad del generador sobre la línea
disminuye correspondiendo a un 63,68% como se puede apreciar en los
siguientes cuadros:
Hidrología Lluviosa
Paute-Pasc uales
100,00% - 1_ -^ "",•"•'
90,00/0 '^, ,00,00% -/0,00%- .' ; 'bU,UU%- y>50,00% - , y40,00%- , "" ,30,00%- y , '""20,00% -10,00%- ^ x0,00% -ilp fct?
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Hidrología Seca
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Como puede verse de los resultados obtenidos, para hidrología lluviosa el mayor
responsable del uso de la línea es la central HidroPaute pero la responsabilidad
baja considerablemente (casi un 40%) en el segundo caso ya que el generador
ya no inyecta la misma cantidad de potencia al sistema. Por tanto para época
seca, la responsabilidad sobre la línea es compartida con otros generadores como
HidroAgoyán.
Se obtiene el costo medio del sistema y a este valor final se le aplica los factores
de ponderación del uso de las líneas para encontrar el valor que deberá pagar
cada generador por el uso del sistema, con los siguientes resultados:
102
Cuadro 01: Costos que pagarán los generadores por el uso de la línea Paute — Pascuales, en condiciones dehidrología lluviosa y seca
GENERADORES
HIDROPAUTE
HIDROAGOYAN
HIDRONACION
HIDROPUCARÁ
TERMOESMERALDAS
TERMOPICHINCHA
ELECTROGUAYAS
ELECT-ROECUADOR
ECUAPOWER
ENERGYCORP.
ELECT-ROQU1L2-3
EEQ
EMELNORTE
EMELORO
ELECAUSTRO
REGIONAL CENTRO SUR
EEMILAGRO
EEMANABI
EESTO.DOMINGO
EE ESMERALDAS
ELEPCO
EEAMBATO
EERIOBAMBA
LÍNEA PAUTE-PASCUALES
Periodo Lluvioso
FP
95,51 %
4,50%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
Costo US$/kW-mes
2,66
0,13
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
Periodo Seco
FP
63,68%
7,02%
4,63%
2,08%
3,80%
0,91 %
7,66%
2,69%
0,00%
0,00%
4,01%
3,51 %
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
Costo USS/kW-mes
1,78
0,20
0,13
0,06
0,11
0,03
0,21
0,08
" 0,00
0,00
0,11
0,10
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
Como se puede ver, existe una clara variación en la responsabilidad de los
generadores sobre el uso de esta línea, en periodo lluvioso esta corresponde
totalmente a las centrales hidráulicas Paute y Agoyán en contraste en época
SQca, aunque el mayor porcentaje pertenece aún a las hidráulicas, varias térmicas
entran a compartir la responsabilidad en el pago.
De estos resultados se puede decir que el porcentaje de responsabilidad de los
generadores sobre las líneas dependerá de la potencia que estos entreguen al
sistema,
5.2.2 EJEMPLO 2: SISTEMA PAUTE - TOTORAS
104
La línea Paute - Totoras es parte del sistema de 230 kV, es una línea de simple
circuito y al igual que la anterior en esta se ve [a gran importancia de HidroPaute
como suministrador de energía tanto en época lluviosa como seca aunque la
responsabilidad sobre la línea varíe de forma notoria.
Para este caso en época lluviosa se obtiene los siguientes resultados;
Paute-Totoras
90,00%-i'n"">80,00%- // 0,UO% • , ' , - , -60,00%-50,00%- _ f>40,00% - t ',30,00%-20,00% - /x
iu,uu%- n f'
3 Sf <5 < >-< Ü <
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LU
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-
>,:. .,' /s , , -
ir~¡Ht §9 o i S5 C9 0 5LU LU O <§ - o a
cX)LULU
Y en época seca:
60,00% -f
50,00% -
40,00% -
30,00% -
20,00% -
1 0,00% -
0,00% 4
Paute-Totoras
' / ' / ^/t' / ' '
; '': '"-/ - "' '-/ ',x v >'. ' / ; - / . , ' / , -
'-/ /x ;': '/''•'''/, ' ,;'/'''•'•
U „' ' >., 'n " -, - .,
) ,-<•• *T** U.. fy — : —3- I .
í ¡ | 8 i o i |§ & § 1 g ¡ §. ¡e g ^ ^ s ^ o ^
X 0 LU WLU LUH LULU
105
Como puede verse para las diferentes condiciones hidrológicas se obtiene que la
responsabilidad de HidroPaute sobre la línea se reduce a casi la mitad para época
seca.
Al aplicar los factores de ponderación al costo medio de transmisión se obtiene:
GENERADORES
HIDROPAUTE
HIDROAGOYAN
HIDRONACIÓN
HIPROPUCARÁ
TERMOESMERALDAS
TERMOPICHINCHA
ELECTROGUAYAS
ELECTROECUADOR
ECUAPOWER
ENERGYCORP.
ELECTROQUIL2-3
EEQ
EMELNORTE
EMELORO
ELECAUSTRO
REGIONAL .CENTRO SUR
EEMILAGRO
EEMANABI
EE STO.DOMINGO
EE ESMERALDAS
ELEPCO
EEAMBATO
EERIOBAMBA
Línea Paute-Totoras
Periodo Lluvioso
FP
88,14%
1 1 ,86%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
Costo USS/kW-mes
2,46
0,33
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
Periodo Seco
FP
55,71 %
16,61%
3,32%
5,73%
2,86%
0,88%
6,29%
2,10%
0,00%
0,00%
3,13%
3,37%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
Costo USS/kW^mes
1,55
0,46
0,09
0,16
0,08
0,02
0,18
0,06
0,00
0,00
0,09
0,09
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,000,00
0,00
0,00
0,00
Cuadro 02: Costos que pagarán los generadores por el uso de la línea Paute — Totoras, en condiciones dehidrología lluviosa y seca
5.2.3 EJEMPLO 3: SISTEMA SANTO DOMINGO - ESMERALDAS
Se escogió esta línea de 138KV debido a la importancia de la generación de
TermoEsmeraldas que para hidrología lluviosa no es despachada, pero en el
período seco ingresa a su máxima capacidad, lo que hace que en la primera
condición el flujo se dirija en un sentido, hacia Esmeraldas para solventar las
106
necesidades de la demanda y en la segunda en sentido contrario hacia Santo
Domingo, para evacuar hacia el sistema la energía que produce la central.
Para época lluviosa, periodo en que la central TermoEsmeraldas no está
despachada se tiene los siguientes resultados:
Sto. Domingo-Esmeraldas
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50,00% -
30,00% -
20,00% -
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Pero para época seca la responsabilidad del uso de esta línea va a recaer
completamente sobre el generador TermoEsmeraldas debido a que la energía
que la central pone a disposición del sistema es considerable y hace que cambie
el sentido del flujo además de abastecer las cargas locales.
Stc
1 00,00% -i90,00% -80,00% -70,00% -60,00% -50,00% -40,00% -30,00% -20,00% -10,00%-
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107
Con los factores de uso de la red obtenidos, aplicados al costo medio de
transmisión se obtiene los siguientes resultados para las dos épocas
consideradas en el estudio:
GENERADORES
HIDROPAUTE
HIDROAGOYAN
HIDRONACION
HIDROPUCARÁ
TERMOESMERALDAS-
TERMOP1CHINCHA
ELECTROGUAYAS
ELECTROECUADOR
ECUAPOWER
ENERGY CORP.
ELECTROQUIL2-3
EEQ
EMELNORTE
ENFLORO
ELECAUSTRO
REGIONAL CENTRO SUR -
EEMILAGRO
EEMANABI
EESTO.DOM1NGO
EE ESMERALDAS
ELEPCO
EEAMBATO
EERIOBAMBA
LÍNEA STO. DOMINGO-ESMERALDAS
Periodo Lluvioso
FP
52,30%
7,92%
10,56%
3,95%
0,00%
1 ,78%
9,89%
2,72%
0,00%
0,00%
4,44%
6,34%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
Costo US$/kW-mes
1,46
0,22
0,30
0,11
0,00
0,05
0,28
0,08
0,00
0,00
0,12
0,18
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
Periodo Seco
FP
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
100,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
0,00%
Costo USS/kW-fnes
0,00
0,00
0,00
0,00
2,79
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
Cuadro 03: Costos que pagarán los generadores por el uso de la línea Santo Domingo - Esmeraldas, en condicionesde hidrología lluviosa y seca
De (os resultados obtenidos se puede concluir que estos factores permiten
determinar, en este caso de una forma estacional, el uso que hacen de la red los
generadores que entregan energía al sistema. Otro resultado importante obtenido
verifica que para los generadores que pertenecen a las distribuidoras al ser estos
muy pequeños, su aporte se consume en las cargas en los mismos puntos de
entrega portante la responsabilidad de estos sobre el uso de la red del transmisor
es nula.
108
5.3 IMPLICACIONES LEGALES QUE DERIVAN LA APLICACIÓN
DEL MÉTODO PROPUESTO
El método descrito en los numerales anteriores del presente capítulo, permite
cumplir lo que establece la Ley y reglamentos que rigen el sector eléctrico. A
continuación se demuestra cual es el texto de la Ley y como el método responde
con propiedad, a lo establecido en la normativa y al modelo que lo sustenta.
Al aplicar esta metodología que calcula la responsabilidad sobre el uso de las
redes se consideró que deben ser los generadores los que paguen la tarifa de
transmisión, ya que son estos los que utilizan el sistema para evacuar su energía.
Pero esta metodología puede aplicarse también, si se desea que la
responsabilidad en el pago recaiga solo en los distribuidores o que esta se
comparta entre todos los agentes: generadores, distribuidores y grandes
consumidores.
Por tanto, se debería cambiar el concepto de que sean los agentes los que
paguen por el uso del sistema de transmisión como consta en la Ley de Régimen
del Sector Eléctrico, reformada según la Ley para la Promoción de la Inversión y
de la Participación Ciudadana (Troley II), para hacer que esta obligación recaiga
únicamente sobre los generadores, tal como estaba expresado en el texto
original, respetando el modelo que la originó.
En el Artículo 55, se expresa que el Reglamento establecerá los valores que se
pague por concepto de conexión y aquellos correspondientes al costo del
transporte de energía efectivamente transmitida y establecerá los parámetros que
el regulador aplicará para fijar la tarifa que le corresponda pagar a cada
generador.
Actualmente esto no se está cumpliendo y la tarifa se cobra, no por la energía
efectivamente transmitida sino por la demanda máxima no coincidente de cada
sistema de distribución, incluida la generación local o embebida, lo que constituye
109
un cargo de capacidad disponible, obsérvese que este método propone un cobro
en los términos de lo que se establece en la ley, esto es, por la energía
efectivamente entregada al sistema y transmitida por este.
En el Reglamento de Tarifas, en el Artículo 20, referente a la tarifa de transmisión
dice que esta, se refiere a la tarifa de transmisión, contemplará un cargo por
transporte relacionado con el uso de las líneas y subestaciones del Sistema
Nacional de Transmisión. Lo que se propone al aplicar este nuevo método es
precisamente que el cargo por transporte sea considerado como la
responsabilidad sobre el uso de las líneas que va a tener cada generador.
Entonces lo que se necesitaría es hacer una explicación de la forma en que se
determinará el uso de las líneas, especificando que refiere la responsabilidad
sobre el uso de las redes del transmisor por parte de cada empresa de
generación.
Por lo expuesto se demuestra que el modelo no contraviene lo establecido en la
Ley y sus Reglamentos, considerando que para el pago de la transmisión se toma
por agentes a los generadores
Con respecto a los contratos a plazo pactados entre generadores y distribuidores,
la tarifa de transmisión no se verá afectada por estos, porque dentro del modelo
no se encuentra previsto que se pueda dar la libre pactación de la tarifa de
transmisión ya que esta cubre los costos del transmisor que van a mantenerse
constantes. De hecho es independiente y no pueden verse afectados por las
negociaciones entre los agentes, en sus contratos de compraventa de energía,
nótese que el modelo funciona en el mercado ocasional, en función del flujo por
cada línea, por tanto el cargo fijo de transmisión no va variar ni tampoco el cargo
variable, únicamente una parte de este va a cancelarse a través del mercado
ocasional y otra en el mercado de contratos, pero los ingresos al transmisor se
mantienen constantes.
110
Pero para asegurar el pago por parte de los agentes del servicio de transmisión,
se considera necesario que en el Reglamento para el funcionamiento del MEM,
en el Artículo 31, que trata sobre las condiciones básicas que deben incluir los
contratos de compraventa de energía a plazo, se incluya un literal que en forma
explícita establezca la responsabilidad de pago del servicio de transporte al
distribuidor, a! generador o a los dos, sea que e! acuerdo entre las partes fije
como punto de entrega la barra del generador, la del distribuidor o gran
consumidor o la barra de mercado respectivamente. De igual forma debe quedar
claro que las transacciones que efectúa el transportista en el MEM son cumplidas
en el mercado ocasional y por tanto corresponderá al CENACE su liquidación,
sobre la base del despacho económico, independiente de los contratos que
existan en el mercado.
111
CAPITULO 6
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
6.1 CONCLUSIONES
Al escindirse el sector eléctrico en Generación, Transmisión, Distribución Y
Grandes Consumidores cada uno de estos nuevos entes se constituyó como una
empresa, en el caso de esta Tesis el estudio se centra en la transmisión. El
Transmisor se conformó como empresa con todos los activos de propiedad del
Sistema Nacional de Transmisión, y definió como objeto social transportar
potencia y energía eléctrica, para ello tiene la obligación de operar, mantener y
expandir el sistema de Transmisión, para garantizar un adecuado servicio
cumpliendo los parámetros de calidad, confiabilidad y seguridad, que dicta el ente
regulador-CONELEC.
• Al realizar una revisión del funcionamiento del Sector Eléctrico dentro del
nuevo modelo de mercado, se puede decir que este aún se encuentra en una
etapa de transición, ya que a pesar de estar funcionando bajo este modelo
cerca de dos años, no se ha logrado que los objetivos sean cumplidos, así por
ejemplo al seguir manteniendo una tarifa baja que no permite a los agentes
recuperar sus costos y menos aun obtener ganancias, el modelo de libre
competencia no es real ya que no ofrece incentivos para que se de esta
situación, ni tampoco para que se busque la optimización del sistema,
principalmente la reducción de las pérdidas de distribución.
• Igual que los demás agentes, el valor que el Transmisor recibe por concepto
de tarifa no le permite cubrir sus costos ni llevar adelante su Plan de
Expansión, lo que hace que el Sistema de Transmisión se encuentre
funcionando continuamente con restricciones, esto es una muestra de los
problemas que aun tiene el modelo, ya que el objetivo del transmisor debe ser
expandir su sistema para cubrir nuevas necesidades de los consumidores
112
pero actualmente se considera la expansión como un plan para salvar
restricciones siendo este el principal criterio.
De los análisis realizados sobre la determinación de congestiones y el
beneficio económico de construir proyectos que permitan superarlas se
encontró que las obras propuestas, contenidas en el Plan del Transmisor y
analizadas en la Tesis, van a solucionar los problemas encontrados en el
sistema y los beneficios obtenidos de las inversiones serán superiores a los
desembolsos por concepto de pago de restricciones, si las obras no entraran
en operación. Pero el problema radica en que todos los proyectos de
expansión para el sistema requieren de inversión, pero mientras el Transmisor
no pueda ofrecer una seguridad de que se recuperará los costos y se obtenga
rentabilidad a través de una tarifa real, no habrán interesados en realizar
inversiones en proyectos de transmisión.
Otro problema encontrado al realizar los análisis es los sobrecostos que se
pagan por concepto de restricciones operativas que en algunos casos son
mayores que la inversión necesaria para levantar las congestiones, un
ejemplo claro es el reforzamiento del enlace Pascuales-Salitral que
comprende la instalación de un nuevo transformador de 375 MVA, 230/138 kV
en la subestación Pascuales, ía instalación de un transformador de 150 MVA
138/69 en Salitral y la construcción de un tramo de línea de Transmisión entre
Trinitaria y Salitral, con un costo de aproximadamente US$ 7'680.000
mientras el monto por restricciones pagado solamente en el año 2000 es de
US$ 2750.000. Lo que es una señal de la necesidad que tiene el Transmisor
de lograr recursos que le permitan ejecutar el Plan de Expansión.
Por tanto, la importancia de recuperar los costos lleva a buscar formas de dar
a los agentes, que pagan por el servicio, incentivos para hacerlo, así, en este
trabajo se plantea una metodología de remuneración que recoge los criterios
de equidad y justicia en los pagos del servicio de transporte, para conseguir a
través de la introducción y aplicación de la teoría de factores de distribución
generalizados, una forma de asignar el cargo fijo de la tarifa de transmisión.
113
El modelo planteado en esta tesis no se contrapone a lo expresado en la Ley
de Régimen del sector Eléctrico, su Reglamento General y Reglamento de
Tarifas, más bien explica y justifica técnicamente lo acertado del texto legal,
de ahí que la viabilidad de aplicación únicamente requiere de adaptaciones en
los procedimientos que utiliza el CENACE en la liquidación de las
transacciones del transmisor.
6.2 RECOMENDACIONES
De los resultados obtenidos se demuestra la importancia de analizar el sistema de
manera continua y de realizar proyecciones que permitan determinar el
comportamiento de este frente al crecimiento esperado de la demanda para
encontrar los proyectos que deban ser llevados a cabo para solventar las
congestiones que se encuentren en el sistema, pero para garantizar un
funcionamiento adecuado del sistema así como esperar sea cumplido del Plan de
Expansión del Transmisor se debe garantizar que este reciba una tarifa justa que
cubra sus costos de operación y proporcione una ganancia razonable.
Por esto a continuación se presentan algunas recomendaciones que se considera
podrían tomarse en cuenta tanto para reducir los costos del sistema como para
garantizar que la tarifa aplicada sea justa para los agentes que deben cubrirla:
• Se debería revisar los niveles de confiabilidad y seguridad exigidos en la ley
para el sistema de transmisión, ya que mantener estos significan elevados
costos de inversiones que en la actual situación, en la que el ingreso por
concepto de tarifa no permite cubrir los costos de operación ni llevar a cabo las
obras necesarias para la expansión del sistema, se debería encontrar niveles
en los que el sistema opere con seguridad pero al límite de capacidad de
reserva tanto de transmisión como de transformación.
114
Al ser la tarifa de transmisión un tema que se halla aun en discusión, dado que
a pesar de las muchas metodologías aplicadas en los diferentes países no se
ha encontrado una que permita recuperar todos los costos del sistema a la vez
que proporcione las señales para la adecuada expansión del mismo.
Por tanto, en esta tesis se ha propuesto un método que mantiene el cargo
variable que considera costos marginales que como se ha comprobado en la
aplicación de la tarifa actual da al sistema las señales óptimas para la
expansión y considera una redistribución del cargo fijo considerando el uso
que hacen los generadores de las redes del transmisor. Este método busca
¡mplementar un concepto de equidad en el pago del servicio de transporte de
energía.
La aplicación de la metodología planteada, requeriría un cambio mínimo de
la normativa vigente en el sector, y específicamente en los procedimientos del
MEM, que implica el desarrollo de un algoritmo de cálculo para el pago del
cargo fijo de transmisión en función de la responsabilidad de cada uno de los
usuarios del sistema, con lo que se obviarían muchas de las discusiones
relacionadas a que algunas empresas pagan una tarifa demasiado alta debido
a que ellos no utilizan grandes equipamientos del transmisor.
El implementar esta metodología en el cobro de la tarifa de transmisión
requiere de elementos que puedan tomar la información del sistema en tiempo
real, por los que se recomendaría que dentro de las especificaciones técnicas
del Centro de Control de Transmisión se incluya una función que permita
obtener la información necesaria para realizar el cálculo y aplicación de los
factores de distribución.
115
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ANEXO No. 6PLAN DE EXPANSIÓN DE TRANSMISIÓN - PRESUPUESTO DE INVERSIONES
CORTO PLAZO 2000 - 2003
ÍTEM
12
345678
9
101112
PROYECTO
Obras civiles y montaje S/E Dos Cerritos, 230/69 kVAmpliación de subestacionesReserva para subestacionesSistema de transmisión Daule Peripa - Chone, 138 kVSistema de transmisión Milagro - Máchala, 230 kVSistema de transmisión Santa Rosa - Pomasquí, 230 kVSistema de transmisión Cuenca - Loja, segundo circuitoLínea de transmisión Quevedo - Portoviejo, 230 kVSistema de transmisión Cuenca, 230 kVSistema de transmisión Las Juntas - Santa Elena, 138 kVCentro de operación y control de transmisión
Compensación reactiva capacitivaTOTAL
2000
2.896
2.896
2001
11.37412.486
10.848
3.1601.6QO
39.468
2002
7.9651.919
12.09320.5492.657
13.0323.772
61.987
2003
3.4341.846
1.4308.462
4.37610.000
29.548
TOTAL
11.37426.7803.765
10.84812.09320.549
4.0878.462
13.0328.148
13.1601.600
133.898
MEDIANO PLAZO 2004 - 2006
ÍTEM
1
1.1
1.2
1.2
1.4
1.5
1.6
2
PROYECTO
Ampliación de subestaciones- S/E Trinitaria, 138/180/225 MVA, 230/138 kV
Segundo transformador 21- S/E Milagro 138/180/225 MVA, 230/138 kV
Segundo transformador 2/- S/E Esmeraldas, 45/60/75 MVA, 138/69 kV
Segundo transformador 2/-S/E Loja, 40/53/66 MVA, 138/69 kV
Segundo transformador 2/- S/E Santa Elena, 40/53/66 MVA, 138/69 kV
Segundo transformador 21- S/E Babahoyo, 40/53/66 MVA, 138/69 kV
Segundo transformador 2/Sistema Quevedo - Portoviejo, 230 kV
-Ampliación S/E Quevedo, 1 pos. Línea, 230 kV- S/E Portoviejo 230/138 kV, 167 MVA
TOTAL
2004
9.0684.544
4.524
6.2671.2125.055
15.335
2005
8.496
2.124
2.124
2.124
2.124
8.496
2006
0
TOTAL
17.5644.544
4.524
2.124
2.124
2.124
2.124
6.2671.2125.055
23.831
2. Incluye el transformador con pararrayos en alta ybaja y las posiciones de alta y baja.
LARGO PLAZO 2004 - 2006
ÍTEM
1
PROYECTO
S/E Santo Domingo, 60/80/100 MVA, 138/69 kVSegundo transformador 21
TOTAL
2007
3.434
3.434
2008^
0
2009^
0
TOTAL
3.434
3.434
2. Incluye el transformador con pararrayos en alta ybaja y las posiciones de alta y baja.
Nota: Todos los costos están expresados en miles de US dólares
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6.36
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60.8
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