Expansión de la Generación en el Ecuador Evaluación del Riesgo del Diferimiento de las Inversiones

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(2) ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL. FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELÉCTRÓNICA. EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN EN EL ECUADOR – EVALUACIÓN DEL RIESGO DEL DIFERIMIENTO DE LAS INVERSIONES. PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO ELÉCTRICO. DIEGO ARMANDO SALINAS HERRERA [email protected]. DIRECTOR: ING. MEDARDO CADENA [email protected]. Quito, marzo de 2011.

(3) i. DECLARACIÓN. Yo, Diego Armando Salinas Herrera, declaro bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.. A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional vigente.. ______________________ Diego Armando Salinas Herrera.

(4) ii. CERTIFICACIÓN. Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Diego Armando Salinas Herrera, bajo mi supervisión.. ________________________ Ing. Medardo Cadena DIRECTOR DEL PROYECTO.

(5) iii. AGRADECIMIENTOS. Quiero dar gracias a Dios, porque ha sido motivo de inspiración en todas las etapas de mi vida. A mis amados y respetados padres Kleber y Blanca por su amor, confianza y apoyo incondicional a lo largo de toda mi vida, razón principal por la cual he logrado terminar esta etapa tan importante en mi vida. A mis hermanos Oscar, Fernando, Michael y Santiago, con quienes he compartido momentos de mucha felicidad. A toda mi familia, por ser un pilar fundamental tanto en mi vida personal como profesional. A mis amigos quienes constituyen la familia que Dios me permitió escoger para enfrentar el arduo camino del día a día, especialmente a mi querido, entrañable y recordado amigo Sandro Cóndor por su amistad incondicional. A todo el personal del Consejo Nacional de Electrificación (CONELEC), especialmente a todos quienes pertenecen a la Dirección de Planificación. Al Ing. Medardo Cadena por la acertada dirección de este proyecto..

(6) iv. DEDICATORIA A Dios, mi fuente inagotable de amor… A Kleber, mi querido y respetado padre… A Blanca, mi amada y abnegada madre….

(7) v. CONTENIDO DECLARACIÓN ................................................................................................................ i CERTIFICACIÓN.............................................................................................................. ii AGRADECIMIENTOS ......................................................................................................iii DEDICATORIA .................................................................................................................iv PRESENTACIÓN ............................................................................................................. x RESUMEN.......................................................................................................................xii CAPÍTULO 1 ...................................................................................................................14 INTRODUCCIÓN .............................................................................................................14 1.1. MATRIZ ENERGÉTICA ......................................................................................15. 1.1.1. POLÍTICAS Y ESTRATEGIAS PARA EL CAMBIO DE LA MATRIZ ENERGÉTICA ..............................................................................................15. 1.1.1.1. Desarrollo intensivo de los recursos energéticos nacionales. .................15. 1.1.1.2. Control de la demanda y el gasto innecesario de energía.......................16. 1.1.1.3. Introducción de vehículos de tecnología híbrida. ....................................16. 1.1.1.4. Uso de biocombustibles y gas natural comprimido (GNC) en automotores............................................................................................16. 1.1.1.5. Aprovechamiento de la energía solar en aplicaciones térmicas ..............17. 1.1.1.6. Ampliación de la capacidad de refinación ...............................................17. 1.1.1.7. Integración energética regional ...............................................................17. 1.1.1.8. Impulso a la generación térmica eficiente. ..............................................17. 1.1.1.9. Responsabilidad socio ambiental............................................................18. 1.1.1.10 Reducción de costos y seguridad de abastecimiento..............................18 1.1.2 1.2. LINEAMIENTOS PARA LA MATRIZ ENERGÉTICA DESDE EL PUNTO DE VISTA DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA ....................................................18. PRECIOS EN LOS DERIVADOS DE LOS HIDROCARBUROS ..........................21. CAPÍTULO 2 ...................................................................................................................23 SITUACIÓN ACTUAL .....................................................................................................23 2.1. GENERACIÓN ELÉCTRICA EXISTENTE ..........................................................23. 2.1.1. PLANTAS HIDROELÉCTRICAS...................................................................28. 2.1.2. PLANTAS TÉRMICAS ..................................................................................30. 2.1.2.1. Centrales Térmicas con Turbina de Vapor ..............................................30. 2.1.2.2. Centrales Térmicas con Turbina de Gas .................................................30. 2.1.2.3. Centrales Térmicas con Motor de Combustión Interna (MCI)..................31. 2.1.2.4. Consumo de Combustibles .....................................................................32.

(8) vi. 2.1.2.5. Nuevas Centrales Térmicas por Crisis Energética ..................................34. 2.1.2.6. Potencia Máxima Anual ..........................................................................37. 2.1.3. INTERCONEXIONES ...................................................................................38. 2.1.4. COMPORTAMIENTO HIDROLÓGICO DE LAS VERTIENTES: PACÍFICO Y AMAZONAS ...........................................................................39. 2.1.4.1. Comportamiento Histórico de la Vertiente del Amazonas en el Embalse Amaluza de la Central Paute - Molino. .....................................39. 2.1.4.2. Comportamiento Histórico de la Vertiente del Pacífico en el Embalse Daule Peripa de la central Marcel Laniado ...............................44. 2.1.4.3. Complementariedad Hidrológica entre las Vertientes del Pacífico y del Amazonas .........................................................................................47. 2.1.4.4. Caudales Medios Mensuales Estimados para los Embalses Amaluza y Daule Peripa .........................................................................50. CAPÍTULO 3 ...................................................................................................................51 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ..................................................................................51 3.1. EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA ELÉCTRICA EN EL PAÍS ................................51. 3.2. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA EN BORNES DE GENERACIÓN ..................52. 3.2.1. PLANTEAMIENTO DE HIPÓTESIS ..............................................................54. 3.2.2. PRESENTACIÓN DE RESULTADOS DE LA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE POTENCIA MÁXIMA Y ENERGÍA MENSUAL– CONSIDERACIÓN DE LA HIPÓTESIS 3......................................................55. CAPÍTULO 4 ...................................................................................................................59 INVENTARIO DE PROYECTOS DE GENERACIÓN .......................................................59 4.1. PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS ..................................................................61. 4.2. PROYECTOS TÉRMOELÉCTRICOS .................................................................66. 4.3. PROYECTOS EÓLICOS .....................................................................................67. 4.4. BIOMASA ...........................................................................................................69. 4.5. PROYECTOS GEOTÉRMICOS ..........................................................................70. CAPÍTULO 5 ...................................................................................................................73 DETERMINACIÓN DEL PLAN DE EXPANSIÓN 2010– 2020 .........................................73 5.1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................73. 5.2. MODELO OPTGEN ............................................................................................74. 5.2.1. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL MODELO OPTGEN ...................................74. 5.2.2. OBJETIVO ....................................................................................................75. 5.2.3. CARACTERÍTICAS TÉCNICAS....................................................................75.

(9) vii. 5.2.4. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA Y DE LAS VARIABLES Y RESTRICCIONES REPRESENTADAS ........................................................76. 5.3. METOLOGÍA Y PREMISAS UTILIZADAS...........................................................79. 5.4. CRITERIOS DE EXPANSIÓN .............................................................................81. 5.5. RESULTADOS DEL PLAN DE EXPANSIÓN ......................................................82. CAPÍTULO 6 ...................................................................................................................88 DESPACHO HIDROTÉRMICO........................................................................................88 6.1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................88. 6.2. MODELO SDDP .................................................................................................89. 6.2.1. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL MODELO SDDP ........................................89. 6.2.2. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS .................................................................90. 6.2.3. FLUJO DE EJECUCIÓN DEL MODELO .......................................................90. 6.3. FACTORES DEL DESPACHO HIDROTÉRMICO ...............................................92. 6.3.1. FACTOR DE DESARROLLO HIDROELÉCTRICO .......................................92. 6.3.2. FACTOR DE CRECIMIENTO DE LA DEMANDA .........................................93. 6.3.3. FACTOR DE EVOLUCIÓN DEL PRECIO DE LOS COMBUSTIBLES ..........93. 6.3.4. CONEXIÓN CON COLOMBIA ......................................................................93. 6.4. PREMISAS UTILIZADAS ....................................................................................93. 6.5. RESULTADOS DEL DESPACHO HIDROTÉRMICO ..........................................95. 6.5.1. RESERVA DE ENERGÍA............................................................................102. 6.5.1.1. Probabilidad de Excedencia Media (Hidrología media) .........................102. 6.5.1.2. Probabilidad de Excedencia 75% (Hidrología media – seca) ................104. 6.5.1.3. Probabilidad de Excedencia 95% (Hidrología extremadamente seca).....................................................................................................107. 6.5.2. COSTOS ANUALES DE COMBUSTIBLES PARA LA PRODUCCIÓN ENERGÉTICA ............................................................................................110. CAPÍTULO 7 .................................................................................................................113 ANÁLISIS DE RIESGOS ...............................................................................................113 7.1. INTRODUCCIÓN ..............................................................................................113. 7.2. CRYSTAL BALL ................................................................................................116. 7.2.1. INTRODUCCIÓN ........................................................................................116. 7.2.2. DEFINICIÓN ...............................................................................................117. 7.2.3. BENEFICIOS ..............................................................................................117. 7.2.4. APLICACIONES .........................................................................................118.

(10) viii. 7.3. CRITERIOS UTILIZADOS.................................................................................118. 7.3.1. RETRASO EN LOS PROYECTOS .............................................................118. 7.3.2. INTERCONEXIONES INTERNACIONALES ...............................................120. 7.3.3. PROYECTOS TERMOELÉCTRICOS .........................................................122. 7.3.4. DISTRIBUCIÓN PROBABILISTICA UTILIZADA .........................................123. 7.4. PREMISAS UTILIZADAS ..................................................................................125. 7.5. METODOLOGÍA ...............................................................................................126. 7.6. ESCENARIOS ANALIZADOS ...........................................................................129. 7.7. RESULTADOS OBTENIDOS ............................................................................130. 7.7.1. CASO 1 ......................................................................................................130. 7.7.2. CASO 2 ......................................................................................................133. CAPÍTULO 8 .................................................................................................................138 CONCLUSIONES ..........................................................................................................138 BIBLIOGRAFÍA .............................................................................................................142 Anexos..........................................................................................................................144 Anexo 2.1 ...................................................................................................................145 Anexo 2.2 ...................................................................................................................146 Anexo 3.1 ...................................................................................................................147 Anexo 3.2 ...................................................................................................................148 Anexo 4.1 ...................................................................................................................149 PAUTE - MAZAR ....................................................................................................149 OCAÑA ..................................................................................................................152 BABA 154 CHORRILLOS ........................................................................................................156 VICTORIA ..............................................................................................................158 LA MERCED DE JONDACHI..................................................................................160 MAZAR DUDAS .....................................................................................................161 RÍO LUIS ................................................................................................................162 SOLDADOS YANUNCAY MINAS ...........................................................................164 SABANILLA ............................................................................................................165 TRÁNSITO .............................................................................................................167 TOPO 168 SIGCHOS ...............................................................................................................170.

(11) ix. PILALÓ 3 ................................................................................................................172 ANGAMARCA ........................................................................................................174 APAQUÍ ..................................................................................................................176 CHONTAL ..............................................................................................................178 TOACHI – PILATÓN...............................................................................................180 ANGAMARCA - SINDE ..........................................................................................182 PAUTE - SOPLADORA ..........................................................................................183 LA UNIÓN ..............................................................................................................185 MINAS – SAN FRANCISCO ...................................................................................187 TORTUGO II (EL TIGRE) .......................................................................................189 TORTUGO I ...........................................................................................................190 COCA – CODO – SINCLAIR ..................................................................................192 8.1.1.1. Plano del Proyecto Hidroeléctrico Coca-Codo Sinclair ..........................194. Anexo 7.1 ...................................................................................................................195 Anexo 7.2 ...................................................................................................................196 Anexo 7.3 ...................................................................................................................197.

(12) x. PRESENTACIÓN El presente trabajo expone un problema de actualidad y de gran relevancia dentro del sector energético del país, debido a las múltiples opciones que se plantean para el futuro abastecimiento energético del Ecuador. Bajo este concepto, y en cumplimiento de las estipulaciones de la nueva Constitución de la República, la responsabilidad de expandir la generación y asegurar el abastecimiento eléctrico del país bajo condiciones de confiabilidad y eficiencia económica, recae en manos del Estado, quien por tal razón se constituye a través de sus diferentes organismos, en el principal actor y por lo tanto, en el responsable de conseguir estos objetivos, procurando el adecuado uso de los recursos. En este contexto, el presente trabajo pretende desarrollar y poner a prueba un esquema metodológico que permita al CONELEC (o al organismo gubernamental que bajo la nueva estructura tenga a su cargo la planificación sectorial), contar con mayores elementos de juicio para la planificación de la expansión en generación y la priorización de los proyectos de inversión pública, incluyendo a más de los estudios energéticos convencionales, un análisis de los riesgos relacionados con la oportuna ejecución de los diferentes proyectos. Es por ello que este trabajo contiene un análisis, aplicación y evaluación de los paquetes computacionales OPTGEN, SDDP y Crystal Ball, con los cuales se determinó un plan de expansión para la generación de energía eléctrica en el Ecuador para los años 2010–2020, basado en una selección de proyectos tanto hidroeléctricos, así como termoeléctricos siguiendo los lineamientos de la matriz energética impulsada por el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable (MEER), para satisfacer el crecimiento de la demanda. El trabajo se estructura de la forma siguiente: En el primer capítulo, se realiza una breve introducción a la problemática en la que se encuentra el Sector Eléctrico Ecuatoriano, y los lineamientos para la matriz energética desde el punto de vista de la energía eléctrica. En el segundo capítulo, se quiere mostrar el comportamiento del sector eléctrico ecuatoriano en el año 2009 en la etapa de generación de energía eléctrica,.

(13) xi. incluyendo además aspectos relacionados con el consumo de combustibles, hidrología del embalse Amaluza (Paute), e información del Sistema Eléctrico Mayorista. En el tercer capítulo se pretende mostrar la proyección de las ventas de la energía eléctrica en el ámbito del SNI, la cual ha sido analizada sobre la base de los antecedentes de crecimiento de los diferentes sectores de consumo y de las proyecciones globales de las empresas eléctricas de distribución en el entorno económico actual y previsto, así como en el entorno de varias hipótesis de proyección. En el capítulo cuatro, se estructuró una base de datos de los proyectos hidroeléctricos, eólicos y termoeléctricos que pueden ser desarrollados en el país. Además se establecerá la condición en la que se encuentran cada uno de ellos. El quinto capítulo contiene una breve descripción del modelo OPTGEN, además de la aplicación de este software tomando en consideración las variables de restricción más importantes para definir los escenarios que serán analizados, y de los cuales se tendrá como resultado el plan de expansión de generación eléctrica del Sistema Nacional Interconectado del Ecuador para el periodo 2010 – 2020. En el sexto capítulo se realiza una descripción general del software SDDP, este servirá para obtener el despacho de energía del plan de expansión de generación obtenido en el capítulo anterior, definiendo escenarios de análisis para obtener el balance energético, costos marginales y consumo de combustibles mensuales para el periodo de estudio. El capítulo siete contiene una breve descripción del modelo Crystal Ball, esta herramienta servirá para analizar los riesgos que se generan por efectos del incumplimiento en las fechas de ejecución y entrada en operación de los proyectos seleccionados del plan de expansión de generación. Las principales conclusiones y recomendaciones se plantean en el capítulo ocho..

(14) xii. RESUMEN OBJETIVOS DEL ESTUDIO Objetivo General Desarrollar una metodología que involucre el análisis de riesgos en la determinación de la Expansión de Generación Eléctrica del Ecuador, como elemento de apoyo para la toma de decisiones. Objetivos Específicos •. Desarrollar un plan de expansión de generación 2010-2020, haciendo uso del software OPTGEN.. •. Realizar el despacho y balance hidrotérmico para el plan de expansión de generación con la herramienta computacional SDDP. Evaluando además para cada uno de los escenarios hidrológicos (probabilidad de excedencia promedio, 75% y 95%), las reservas de energía, los impactos de la expansión en los precios de la energía y consumo de combustibles.. •. Analizar los riesgos que se generan por efectos del incumplimiento en las fechas de ejecución y entrada en operación de los proyectos más relevantes por su capacidad en MW contemplados en el plan de expansión de generación, con la ayuda del software Crystal Ball.. ALCANCE Con la información disponible en el CONELEC se estructuró una base de datos de los proyectos hidroeléctricos y termoeléctricos que pueden ser desarrollados en el país. Partiendo del escenario de crecimiento medio de la demanda proyectada para el Plan Maestro de Electrificación 2011 - 2020, incluyendo los efectos de cambio en la matriz energética propuestos por el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable, y haciendo uso de la herramienta de optimización OPTGEN, se determinará un Plan de Expansión de Generación para el período 2010-2020..

(15) xiii. Sobre esta base y haciendo uso de la herramienta SDDP, se simulará el despacho hidrotérmico con un escenario de crecimiento medio de la demanda para cada año del período de planificación, determinando principalmente la evolución de los precios de la energía, consumo de combustibles, entre otros factores importantes. En base a lo obtenido anteriormente y haciendo uso de la herramienta de optimización y análisis de riesgos Crystal Ball, se realizará un análisis de los riesgos que conlleva el incumplimiento en los proyectos más relevantes del plan de expansión de generación que se ha determinado, con las consecuencias económicas que tendría para el país, la no ejecución o la entrada tardía en operación, de los diferentes proyectos considerados..

(16) 14. 1. CAPÍTULO 1 INTRODUCCIÓN. La situación actual del abastecimiento de energía eléctrica requiere una especial atención, pues a pesar de la gran disponibilidad de recursos hídricos con los que cuenta el País, durante la última década, la generación hidroeléctrica ha mostrado una reducción en términos relativos, manteniendo un alto componente de generación termoeléctrica, y una marcada dependencia de la energía importada de Colombia. Esta situación ha puesto en peligro el suministro de energía eléctrica, no ha permitido una reducción natural de las tarifas fundamentada en costos decrecientes de la energía y ha obligado al Estado a intervenir a través de subsidios directos e indirectos, que han venido consumiendo importantes recursos de la caja fiscal, con graves implicaciones generales a nivel de la economía del país. Con este antecedente, el Gobierno Nacional ha puesto su mayor empeño en revertir esta condición, mediante la estructuración e implementación de un plan que contempla la construcción de grandes, medianos y pequeños proyectos hidroeléctricos, así como la instalación de generación termoeléctrica eficiente y el aprovechamiento de importantes fuentes de energía renovable, que permitirán en conjunto, garantizar el abastecimiento de la demanda futura, creando mejores condiciones de vida para la población y apoyando la competitividad del sector productivo en el ámbito internacional. Un componente indispensable para el progreso social y económico del Ecuador es la energía eléctrica. Con la creación del Ministerio de Electricidad y Energía Renovable inicia un proceso intensivo de desarrollo de los recursos energéticos nacionales, principalmente de la hidroelectricidad que ofrece las mejores oportunidades para una generación a gran escala. Para explotar este recurso el Ministerio promueve la inversión estatal en nuevos proyectos. De las fuentes de energía renovable la hidroelectricidad, es actualmente la tecnología con las mejores características técnicas y económicas a desarrollarse,.

(17) 15. ajustándose al objetivo gubernamental de garantizar un abastecimiento de energía limpia, segura y de bajo costo. Otras alternativas de generación eléctrica, como la solar, eólica y geotérmica, al momento resultan limitadas en su incorporación inmediata al sistema, debido al nivel de estudios con los que cuentan. No obstante a futuro, sin duda llegarán a ocupar un lugar significativo en la matriz energética nacional. La presencia del Estado como rector del sector garantiza que las nuevas obras se ejecuten siguiendo una política de responsabilidad socio ambiental, orientada a alcanzar el bienestar de las poblaciones aledañas y la protección del entorno natural que proporciona el recurso hídrico para la producción de energía.. 1.1 MATRIZ ENERGÉTICA La Matriz Energética es un sistema actualizado de información que muestra la situación energética del Ecuador, resultante de las acciones e inacciones sobre el sector. Cuantifica la existencia, oferta y demanda de los recursos energéticos del país, revelando su potencial exportador y el grado de dependencia energética. La Matriz Energética proyecta la situación energética futura, por lo cual es fundamental en la toma de decisiones, dentro del desarrollo de actividades y proyectos energéticos que sean técnica, económica, social y ambientalmente viables. La planificación integral del sector energético es un factor clave para convertir al Ecuador en un país autosuficiente, sustentable y soberano en materia energética, que avanza con paso firme hacia una economía post petrolera. 1.1.1. POLÍTICAS Y ESTRATEGIAS PARA EL CAMBIO DE LA MATRIZ ENERGÉTICA. 1.1.1.1 Desarrollo intensivo de los recursos energéticos nacionales. Ecuador avanza con rapidez en su afán de diversificar su oferta energética con fuentes propias. Los proyectos hidroeléctricos en marcha (Mazar, Sopladora, Toachi Pilatón, Ocaña, Coca Codo Sinclair, Baba, entre otros) aportarán alrededor.

(18) 16. de 13.710 GWh, lo cual representaría el 77,9% de la demanda de energía del Ecuador durante el año 2010 1.1.1.2 Control de la demanda y el gasto innecesario de energía. Tradicionalmente el crecimiento de la demanda de energía ha sido visto como una variable sobre la que no existe capacidad de control. Este concepto errado debe erradicarse para dar paso a una dinámica de uso racional y eficiente de la energía en todos los segmentos de consumo (transporte, residencial, industrial, comercial, público y de servicios) donde se puede implementar oportunidades de ahorro sin afectar el confort y la calidad de vida de los usuarios. [13] 1.1.1.3 Introducción de vehículos de tecnología híbrida. El transporte ocupa más del 50% de la energía disponible en el Ecuador, siendo el principal responsable del consumo de combustibles fósiles y la contaminación atmosférica, por lo que la utilización de motores y combustibles eficientes generaría un gran impacto. Con el reemplazo de un 20% de autos convencionales por híbridos, el consumo de combustibles se reduce en cerca de un 12%, equivalente a 8 millones de BEP, o USD 800 millones. Cada vehículo de este tipo genera un ahorro de 1 BEP por año. [13] 1.1.1.4 Uso de biocombustibles y gas natural comprimido (GNC) en automotores. Los combustibles de origen vegetal como el etanol y el biodiesel son una alternativa valiosa para reducir el consumo de fósiles en la transportación. Si bien es poco probable que los biocombustibles lleguen a satisfacer la totalidad de la demanda, las previsiones indican que el etanol puede reemplazar el 10% del consumo de gasolina extra, y el biodiesel un 4% de la demanda de diesel. Mientras, el uso de GNC en el transporte público puede alcanzar un 8%, provocando solo en el segmento de taxis un ahorro aproximado de 2 millones de BEP. [13].

(19) 17. 1.1.1.5 Aprovechamiento de la energía solar en aplicaciones térmicas El consumo de energía tiene un gran impacto en la economía de la familia y la calidad de vida de sus miembros. Necesidades básicas del hogar como el calentamiento del agua y la calefacción de los espacios pueden ser atendidas en forma eficiente, mediante la utilización de paneles solares. Esta tecnología junto a otras medidas de eficiencia energética como el uso de focos ahorradores y etiquetado de electrodomésticos pueden llegar a reducir en más de un 20% el gasto de energía. [13] 1.1.1.6 Ampliación de la capacidad de refinación El balance energético del Ecuador refleja desajustes que en gran medida se derivan de la imposibilidad de procesar los combustibles requeridos para atender la demanda interna. La construcción de la Refinería del Pacífico provocará un giro en la economía ecuatoriana, al permitir al país producir 169 millones de barriles derivados de petróleo, cantidad suficiente para atender el consumo local y contar con un excedente para exportación de alrededor del 50%. Incluso se prevé que el país podría requerir importar crudo adicional para refinarlo y producir derivados. [13] 1.1.1.7 Integración energética regional Los sectores energéticos sudamericanos registran grandes semejanzas y un importante potencial de autoabastecimiento. En este marco, la integración energética apunta a fomentar relaciones comerciales sostenibles separadas entorno a la energía, bajo el amparo de marcos regulatorios que promuevan la complementariedad y el mutuo beneficio, teniendo en cuenta que, aún con la entrada en operación de los proyectos hidroeléctricos, la interconexiones seguirán siendo necesarias para la seguridad del suministro. [13] 1.1.1.8 Impulso a la generación térmica eficiente. La generación térmica es otro componente necesario en la matriz energética nacional. Criterios técnicos señalan que es preciso contar con un 30% de reserva.

(20) 18. térmica que esté disponible para entrar en funcionamiento ante cualquier eventualidad del sistema. La eficiencia en el uso de esta fuente de energía pasa por la reconversión de las plantas generadoras que han cumplido su vida útil y el aprovechamiento de combustibles como gas natural comprimido (GNC) y el Fuel Oil que son producidos internamente a un menor costo. [13] 1.1.1.9 Responsabilidad socio ambiental. Como inversionistas de largo plazo, el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable busca instrumentar políticas y estrategias que reconozcan la importancia de velar por el bienestar de la población y la conservación del entorno natural que proporciona los recursos energéticos para el funcionamiento del sistema de energía. [13] 1.1.1.10 Reducción de costos y seguridad de abastecimiento. La energía es un requisito básico para el desarrollo del Ecuador. Su precio es un factor decisivo de la competitividad de buena parte de nuestra economía. Desde esta perspectiva la energía está llamada a ser un factor de inclusión social y redistribución equitativa de la riqueza. [13] 1.1.2. LINEAMIENTOS PARA LA MATRIZ ENERGÉTICA DESDE EL PUNTO DE VISTA DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA. La matriz energética, está llamada a constituirse en la herramienta de política fundamental para el sector eléctrico, entre otros fines, no solamente compensar el declive petrolero sino, fundamentalmente, cambiar la composición porcentual de producción de energía eléctrica, con la incorporación de las fuentes de recursos renovables que se disponen y poder garantizar la autonomía energética, teniendo como meta la consolidación de una matriz energética de indudable sostenibilidad. En efecto, la matriz es un instrumento del planeamiento integrado en el área de la energía, y sus resultados, una vez evaluados en el ámbito global nacional, pueden ser incorporados al proceso del planeamiento estratégico y del plan plurianual. Tanto la matriz como los balances energéticos se consideran como.

(21) 19. sistemas de información que cuantifican la demanda, transformación, oferta y el inventario de los recursos energéticos del país, describiendo su evolución histórica y proyectando las situaciones futuras. El MEER busca ofrecer al país por primera vez, una matriz energética que proporcione. información. confiable,. sistemática. y. actualizada. sobre. las. perspectivas y el estado del sector energético, que permita establecer un sistema permanente de planificación estratégica y su desarrollo durante una transición a través de los estudios necesarios y la capacidad institucional. La matriz energética prevista sirve para la definición de políticas energéticas y para desarrollar una planificación que incluya las siguientes acciones: •. Diversificar la matriz energética con energías limpias y renovables como la eólica, biomasa, biogas, fotovoltaica, geotérmica y pequeñas centrales hidroeléctricas.. •. Trabajar en marcos jurídicos para incentivar el uso de biocombustibles.. •. Promover el uso racional de la energía e introducir como política de Estado el concepto de eficiencia energética.. •. Creación de una ley de fomento a las energías renovables y uso eficiente de la energía.. •. Inserción del componente de eficiencia energética en el currículo educativo de la educación básica y bachillerato.. •. Programa de normalización y etiquetado para mejorar la eficiencia energética de los equipos de usos finales producidos y comercializados en el Ecuador.. •. Programa de eficiencia energética en el sector público.. •. Programa de eficiencia energética en el sector industrial.. •. Programa de focos ahorradores.. •. Programa de inversión conjunta entre usuarios y Estado para la adquisición de focos ahorradores.. •. Sustitución de automóviles con motores de combustión interna, por vehículos con motores híbridos..

(22) 20. •. Apoyo del MEER en los proyectos de construcción de la nueva refinería por parte del Ministerio de Minas y Petróleos.. La matriz energética se plantea bajo dos escenarios, la primera que corresponde a un escenario tendencial, en el cual se mantienen los comportamientos y las tendencias históricas; y la segunda, a un escenario con intervención, es decir, la oferta energética presenta una reducción inicial para luego alcanzar una condición estable. Gráficamente se indican a continuación: Matriz Energética – Escenario Tendencial 2020 2019 2018 2017 2016 2015 2014 2013 2012 2011 2010 2009 2008 2007 2006 -300. -200. -100. 0. 100. 200. Producción Importaciones Demanda Doméstica Exportaciones Pérdidas en Transformación Otros. 300. Fuente: MEER. Figura 1.1 Matriz Energética – Escenario con Intervención PETROLERO OFERTA - DEMANDA 2020 2018. Producción. 2016. Importaciones. 2014 2012 2010 2008 2006 -300. -200. -100. 0. 100. 200. Fuente: MEER. Figura 1.2. 300. Demanda Doméstica Exportaciones Pérdidas en Transformación.

(23) 21. Por lo que la planificación del sector eléctrico parte de la definición de la matriz energética, que es un instrumento del planeamiento integrado en el área de energía y sus resultados, que una vez evaluados en el ámbito global nacional, pueden ser incorporados al proceso de planeamiento estratégico y del plan plurianual. Tanto la matriz como los balances energéticos se consideran como sistemas de información que cuantifican la demanda, transformación, oferta y el inventario de los recursos energéticos del país, y describen su evaluación histórica, proyectando las situaciones futuras.. 1.2 PRECIOS EN LOS DERIVADOS DE LOS HIDROCARBUROS A continuación se muestran los precios de los combustibles que fueron publicados mediante Decreto Ejecutivo No. 338, publicado en el Registro Oficial No. 73 de 2 de agosto de 2005, donde se expidió el Reglamento Sustitutivo para la regulación de los precios en los derivados de los hidrocarburos en el país. Además se estableció que es necesario fomentar la producción de gas natural para el uso en generación térmica, a fin de reemplazar la utilización de Diesel y disminuir los costos de importación de este combustible. En el Artículo 1 se establecen los precios. de. venta. en. los. terminales. y. depósitos. PETROCOMERCIAL, para los derivados de los hidrocarburos.. Producto Gasolina pesca artesanal Gasolina extra Gasolina super Diesel 1 (kérex) Diesel 2 Diesel premium Jet fuel Fuel Oil 4 Spray oil Solventes industriales Avgas Absorver Naftas industriales (bajo octano). Precio de terminal (US$/galón) 0,7135 1,1689 1,5000 0,8042 0,8042 0,8042 1,0400 0,6200 1,0300 1,4600 2,2000 0,8600 0,6547. operados. por.

(24) 22. En los precios antes indicados se incluyen los costos de refinación, comercialización interna e importación, así como el costo por facturación y despacho a 60 grados Fahrenheit. No se incluye el impuesto al valor agregado. Se establece en 0,4800 USD/galón, el precio del Fuel Oil 4 producido en la Refinería La Libertad, para las centrales de generación termoeléctrica de las empresas en las que el Estado Ecuatoriano tiene participación mayoritaria..

(25) 23. 2. CAPÍTULO 2. SITUACIÓN ACTUAL 2.1. GENERACIÓN ELÉCTRICA EXISTENTE. De acuerdo al seguimiento estadístico de la demanda que realiza la Dirección de Planificación del CONELEC, la energía en bornes de generación del Sistema Nacional Interconectado para el año 2009 fue de 16.787,94 GWh, la cual estuvo constituida por 9.050,12 GWh de energía hidráulica, 6.620,26 GWh de energía térmica; y 1.117,57 GWh debido a las importaciones internacionales o interconexiones. La participación porcentual por tipo de generación se puede observar en la Figura 2.1, la cual corresponde al 53,91% de energía hidráulica, 39,40% de energía térmica y 6,70% perteneciente a las interconexiones. Es necesario indicar que no están incluidas las exportaciones de energía a Colombia, que llegaron a ser de 20,02 GWh para este año.. Térmica 39,4%. Hidráulica 53,91%. Interconexión 6,7%. Figura 2.1: Generación Bruta SNI 2009 – Producción Porcentual Anual La potencia efectiva alcanzó los 4.245,00 MW; 2.029,50 MW para centrales hidráulicas, que corresponde al 48% del total de la potencia efectiva; 1.675,50 MW para centrales térmicas correspondientes al 39% del total de la potencia instalada y; 540 MW pertenecientes a las interconexiones internacionales, que obedecen al 13% del total de la potencia efectiva instalada en el año 2009..

(26) 24. En la Figura 2.2 se observa la composición porcentual de potencia efectiva por tipo de generación para el año 2009, si se desagrega la potencia correspondiente a la generación térmica por el tipo de central; se tiene que de los 1.675,50 MW de energía termoeléctrica 374,60 MW (9%) corresponden a las térmicas de Motor de Combustión Interna (MCI), 763,40 MW (18%) a las térmicas a Gas y; 537,50 MW (13%) correspondientes a las térmicas de vapor.. Hidráulica 48% Importación 13% MCI 9%. Vapor 13% Gas 18%. Figura 2.2: Potencia Efectiva – SNI 2009 En la Figura 2.3, al igual que para la potencia efectiva se puede observar la producción porcentual anual de generación bruta del Sistema Nacional Interconectado en el año 2009 siendo: 3.487,42GWh (21%) de energía hidráulica de pasada, 5.562,69 GWh (33%) de energía hidráulica de embalse; 1.117,57 GWh (7%) de energía correspondiente a la importaciones internacionales; 2.176,84GWh (13%) de las térmicas a gas; 2.921,43 GWh (17%) de térmicas a vapor y; 1.521,99 (9.%) de térmicas de MCI. En la Figura 2.6 se muestra la composición porcentual de producción energética por tipo de central para el año 2009, aquí se puede observar que la producción hidráulica más baja en todo el año se registró en los meses de noviembre y diciembre..

(27) 25. Producción Porcentual Anual Generación Bruta SNI - 2009. Hidro Embalse 33% Importaciones 7% Hidro Pasada 21%. Termo gas 13%. MCI 9%. Termo vapor 17%. Figura 2.3 Como se ha dicho anteriormente la energía real en bornes de generación para el año 2009 fue de 16.787,94 GWh, y los valores estimados o proyectados de los escenarios de crecimiento menor, medio y mayor para el año 2009 fueron de 16.956 GWh, 17.116 GWh y 17.724 GWh respectivamente. Al realizar una comparación la cual se puede observar claramente en la Figura 2.4, se puede concluir que el comportamiento real de la producción de energía tiene como escenario más cercano a la realidad al de menor crecimiento. Comparación de Energía en Bornes de Generación 1550 1500. 1400 1350 1300. REAL 09. MAYOR. MEDIO. Figura 2.4. MENOR. DIC. NOV. OCT. SEP. AGO. JUL. JUN. MAY. ABR. MAR. FEB. 1250. ENE. GWh. 1450.

(28) 26. En la Tabla 2.1 se presenta la energía mensual producida en bornes de generación para los años 2007, 2008, y 2009, donde se puede observar a priori que se ha presentado un incremento en la producción mensual de energía eléctrica en los últimos años, consecuencia del crecimiento de la demanda. Sin embargo, los meses de noviembre y diciembre del 2009, tienen un comportamiento diferente con respecto a los demás meses, en los que se puede notar un crecimiento importante en la producción de energía. En noviembre de 2007 la energía producida fue de 1.311,09 GWh, en el 2008 fue de 1.358,39 GWh mientras que en el 2009 la energía producida apenas alcanzó los 1.274,54 GWh, es decir lo producido en el 2009 fue mucho menor a lo producido en el 2007 y 2008. Algo similar sucedió en diciembre de 2009 con una energía producida de 1.390,58 GWh mientras que en el 2007 y 2008 fue de 1.351,57 y 1.429,68 GWh respectivamente, registrándose que la energía producida en el 2009 es mucho menor a la producida en el 2008. Esta diferencia suscitada en el 2009 se debe a la crisis energética que atravesó el país, a consecuencia de la severa sequía lo cual provocó que en estos meses se produzcan racionamientos de energía en todo el país, esto se puede observar en la Figura 2.5 Producción de Enegía en Bornes de Generación (GWh) Mes\Año Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre. Total. 2007. 2008. 2009. 1.327,17 1.193,74 1.330,05 1.302,46 1.348,73 1.261,02 1.281,57 1.283,95 1.260,96 1.322,69 1.311,09 1.351,57 15.574,98. 1.352,65 1.280,25 1.375,53 1.403,75 1.400,19 1.344,05 1.387,28 1.387,37 1.355,04 1.402,05 1.358,39 1.429,68 16.476,26. 1.400,98 1.282,35 1.454,37 1.423,32 1.454,55 1.395,58 1.439,26 1.433,01 1.381,34 1.458,02 1.274,54 1.390,58 16.787,94. Tabla 2.1.

(29) 27. Producción de Energía en Bornes de Generación 1500. 1450. 1400. 2009. GWh. 1350. 2007 2008. 1300. 1250. 1200. DIC. NOV. OCT. SEP. AGO. JUL. JUN. MAY. ABR. MAR. FEB. ENE. 1150. Figura 2.5. Energía Producida por Tipo de Central - 2009 1,600,000.00. 1,400,000.00. 1,200,000.00 TURBINA DE VAPOR. 1,000,000.00 MWh. TURBINA DE GAS MOTOR ALTERNATIVO. 800,000.00. IMPORTACIÓN HIDROELÉCTRICA. 600,000.00. 400,000.00. 200,000.00. Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Figura 2.6. Sep. Oct. Nov. Dic.

(30) 28. 2.1.1 PLANTAS HIDROELÉCTRICAS En el Ecuador se dispone de un parque hidroeléctrico con una potencia instalada y efectiva de 2.029,50 MW y una producción de energía a diciembre de 2009 de 9.050,12 GWh. Dicha producción de energía hidroeléctrica correspondió al 62% a las plantas hidráulicas con embalse, mientras que lo correspondiente a las plantas hidráulicas de pasada fue de 38% del total de la energía hidroeléctrica. Las plantas existentes de generación hidráulica están clasificadas por el tipo de empresa en Generadora, Distribuidora y Autogeneradora, además por el tipo de central como centrales de pasada y embalse. En el Anexo 2.1 se tiene una descripción más amplia del componente hidroeléctrico existente. Sin embargo las centrales más significativas en cuanto a su potencia instalada son: Agoyán (160 MW); Pucará (73 MW), San Francisco (230 MW), Paute (1.075 MW), Marcel Laniado (213 MW), Sibimbe (16 MW), Saucay (24 MW), Saymirín (14,43 MW), Hidrabanico (38,45 MW), Calope (17,16 MW), El Carmen (8,40 MW), Recuperadora (14,70 MW), La Esperanza (6 MW), Poza Honda (3 MW), Loreto (2,30 MW), Papallacta (6,63 MW), Empresas Eléctricas (138,65 MW) La producción de energía para cada una de estas centrales en el año 2009, se describe en la Tabla 2.2. Producción Real de Energía de las Centrales Hidroeléctricas en el año 2009 (MWh) Hidroabanico 325.704,65 Agoyán 943.219,70 Calope 100.530,10 El Carmen \ Recuperadora 117.382,38 Empresas Eléctricas 626.841,46 San Francisco 1'066.826,60 La Esperanza \ Poza Honda 0,00 Loreto \ Papallacta 39.494,00 Marcel Laniado de Wind 588.412,50 Paute 4'709.924,69 Pucará 248.344,30 Saucay \ Saymierín 201.564,79 Sibimbe 81.873,60. Tabla 2.2.

(31) 29. No obstante, al realizar el seguimiento del caudal medio diario mensual para el embalse Amaluza (Paute) en el año 2009, se pudo observar que el mayor valor registrado corresponde al mes de abril con un valor de 183,88 m3/s como se puede observar en la Figura 2.6, mientras que el menor valor que registró el embalse, sucedió en el mes de noviembre con un valor de 41,60 m3/s, aunque no se puede dejar de mencionar que para el mes de diciembre el caudal medio diario fue muy similar al mes de noviembre con un valor de 45,50 m3/s CAUDAL MEDIO DIARIO MENSUAL 2009 200.00 180.00 160.00 140.00. m³/s. 120.00 100.00 80.00 60.00 40.00 20.00 0.00. Figura 2.6.

(32) 30. 2.1.2 PLANTAS TÉRMICAS El parque térmico con el que cuenta el país tiene una potencia efectiva de 1.675,47 MW, y una producción de energía a diciembre de 2009 que tuvo un valor de 6.515,54 GWh, que está más detallada en el Anexo 2.2. 2.1.2.1 Centrales Térmicas con Turbina de Vapor Este tipo de centrales térmicas aportaron a la producción termoeléctrica con 2.921,43 GWh, representando el 45% del total de la producción termoeléctrica, y donde están incluidas las siguientes centrales: Trinitaria (133 MW), Gonzalo Zevallos (146 MW), Termoesmeraldas (132,50 MW), Aníbal Santos (34,50 MW), Ecoelectric (36,50 MW), Ecudos (35,30 MW), San Carlos (35 MW) y PowerBarge II (48 MW); El aporte energético de estas centrales para el año 2009 se muestra en la Tabla 2.3. Producción Real de Energía de las Centrales Térmicas con Turbina de Vapor - 2009 (MWh) Aníbal Santos Ecudos Termoesmeraldas Gonzalo Zevallos Ecoelectric San Carlos Trinitaria Power Barge II. 47.689,70 30.647,47 1'007.933,00 978.900,79 40.708,17 33.363,12 754.036,40 28.147,17. Tabla 2.3 Dentro de este grupo de centrales térmicas es necesario aclarar que se encuentran las centrales de biomasa como lo son: San Carlos, Ecudos, Ecoelectric (Ingenio Valdez). 2.1.2.2 Centrales Térmicas con Turbina de Gas Las centrales térmicas de este tipo tuvieron un aporte energético par el año 2009 de 2.315,57 GWh, la cual representó el 35% del total de la energía térmica producida. Dentro de este grupo de centrales térmicas se tienen las siguientes: Álvaro Tinajero (94,80 MW), Aníbal Santos (106,77 MW), Electroquil (181 MW),.

(33) 31. Gonzalo Zevallos (26,27 MW), Machala Power (140 MW), Santa Rosa (51,30 MW), Victoria II (105 MW), Miraflores (21 MW); y en la Tabla 2.4 se puede visualizar la producción energética para el año 2009. Producción Real de Energía de las Centrales Térmicas con Turbina de Gas - 2009 (MWh) Álvaro Tinajero Aníbal Santos Electroquil Gonzalo Zevallos Machala Power Pascuales Santa Rosa Victoria II Miraflores. 228.080,19 126.744,80 556.510,13 4.805,52 915.127,50 272.953,70 69.404,00 138.730,70 3.213,00. Tabla 2.4 2.1.2.3 Centrales Térmicas con Motor de Combustión Interna (MCI) Las centrales térmicas con MCI con un aporte energético porcentual del 20% del total de la producción termoeléctrico, es decir 1.278,54 GWh, con las centrales siguientes: El Descanso (19,20 MW), Monay (11,64 MW), Empresas Eléctricas (198,71 MW), Generoca (37,60 MW), Termoguayas (150 MW), Guangopolo (33,12 MW), Selva Alegre (33,04 MW) En la Tabla 2.5 se puede apreciar la producción energética anual para las centrales anteriormente descritas. Producción Real de Energía de las Centrales Térmicas con Motor de Combustión Interna (MCI) - 2009 (MWh) EL Descanso y Monay Empresas Eléctricas Generoca Guangopolo Selva Alegre Termoguayas. Tabla 2.5. 85.337,10 293.024,54 174.529,90 131.862,08 2.866,16 590.921,80.

(34) 32. 2.1.2.4 Consumo de Combustibles En el Anexo 2.2 se presenta la información acerca de las diferentes centrales térmicas y el tipo de combustible que utilizan para su funcionamiento y producción de energía termoeléctrica. Ahora bien, es necesario tener en cuenta el consumo de combustibles para el año 2009 el cual se puede observar en la Tabla 2.6, esta información servirá luego como referente para las sensibilidades de consumo de combustible que se realizarán más adelante. Con este criterio, en la Tabla 2.7, se muestra los tipos de combustible utilizados por las diferentes centrales térmicas junto al precio subsidiado por el Estado Ecuatoriano mediante Decreto Ejecutivo 338 donde se expidió el Reglamento Sustitutivo para la regulación de los precios en los derivados de los hidrocarburos del País y que se detalla en el Capítulo 1. En la Figura 2.7 se puede observar el consumo de combustibles para generación termoeléctrica mes a mes en el año 2009, donde se aprecia un elevación importante de diesel para los meses de noviembre y diciembre, este último que registra el mes de mayor consumo de diesel para el año 2009, esto se debe al ingreso de unidades térmicas existentes así como unidades nuevas, las cuales fueron requeridas debido al periodo de estiaje en el Ecuador y a la reducida compra. de. energía. a. Colombia. lo. cual. desemboco. en. una. fuerte. desabastecimiento de energía eléctrica. Consumo de Combustible para Generación Termoeléctrica en el año 2009 Gas Natural Mes FUEL OIL (gal) Diesel 2 (gal) Nafta (gal) Residuo (gal) (KPC) Ene 15.798.504 5.430.443 2.428.219 948.181 2.647.380 Feb 14.334.490 4.506.870 950.559 2.470.667 Mar 18.766.499 7.884.495 188.246 1.062.755 2.999.638 Abr 19.421.157 6.702.073 1.271.784 566.881 2.475.797 May 16.628.852 5.217.492 494.125 2.157.640 Jun 17.753.923 5.800.910 527.698 2.268.778 Jul 15.463.840 5.770.415 849.733 2.120.174 Ago 18.278.156 6.531.145 929.903 2.673.959 Sep 21.410.272 12.565.319 1.032.447 2.497.567 Oct 23.336.009 19.017.651 1.060.539 2.810.581 Nov 23.912.659 21.523.715 2.306.692 1.025.425 2.692.880 Dic 23.469.118 27.649.245 3.758.252 1.000.356 2.132.888 Total 228.573.480 128.599.773 9.953.193 10.448.602 29.947.948. Tabla 2.6.

(35) 33. Consumo de Combustible 2009 30. Millones de unidades. 25. 20 FUEL OIL (gal) Diesel 2 (gal) Nafta (gal). 15. Gas Natural (KPC) Residuo (gal). 10. 5. 0 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Figura 2.7. Precios de Combustibles Subsidiados por el Estado Ecuatoriano Costo (US$/galón ó KPC) Fuel Oil 0,63 Diesel 0,82 Gas Natural 3,77 Nafta 0,67 Residuo Esmeraldas 0,40 Residuo Gualberto Hernández 0,45 Residuo Guangopolo 0,40 Residuo Descanso 0,42 Residuo Termoguayas 0,39 Residuo Generoca 0,44 Residuo Propicia 0,53 Fuel Oil Estatal 0,49 Tipo de Combustible. Tabla 2.7.

(36) 34. 2.1.2.5 Nuevas Centrales Térmicas por Crisis Energética El 5 de Noviembre de 2009 se iniciaron los racionamientos de energía en todo el país debido a la crisis energética por la que atravesó el Ecuador por los meses de noviembre, diciembre y enero, estas desconexiones se observan en la Tabla 2.8 donde se encuentra el racionamiento de energía por estiaje, tanto la energía racionada programada como la energía real racionada, así como el porcentaje racionado solicitado y el porcentaje realmente racionado para el mes de noviembre. Mientras que en la Tabla 2.9 se muestra la energía racionada por empresa distribuidora en el mes de noviembre de 2009. Debido a esta problemática el Estado Ecuatoriano se vio en la necesidad de implementar generación termoeléctrica para aplacar el estiaje por el que atravesaba el país y nuestros países vecinos y razón por la cual las importaciones de energía se vieron seriamente reducidas. Como parte de la solución entraron a operar unidades térmicas que se encontraban indisponibles tales como, PowerBarge II de 44 MW (ULYSSEAS INC.) y Victoria II de 102 MW (INTERVISA TRADE) que operaron a partir el 15 de Noviembre de 2009 y 16 de noviembre de 2009 respectivamente. Además se repotenciaron algunas unidades tales como Álvaro Tinajero 2 y Aníbal Santos 1, ambas pertenecientes a la ELÉCTRICA DE GUAYAQUIL, las cuales alcanzaron potencias efectivas de 40 y 21 MW respectivamente. Sin embargo, por lo crítico de la situación fue necesario implementar nuevas unidades térmicas para contrarrestar la deficiencia hidrológica y acabar con los racionamientos diarios de energía los cuales producían millonarias pérdidas a todo el país. En la Tabla 2.10 se muestra la inversión económica que realizó el gobierno nacional para contar con esta ampliación en el parque termoeléctrico ecuatoriano, además en la Tabla 2.11 se observa detalladamente las unidades a implementar, la potencia efectiva con la que colaborarán al SNI y la fecha estimada a la cuál entrarían a operar. Cabe indicar que tanto las unidades Quevedo 1, Quevedo 2 y Quevedo 3 pertenecientes a la empresa ENERGY INTERNATIONAL, y la unidades Santa Elena 1 y Santa Elena 2 pertenecientes a APR ENERGY, inicialmente fueron contratadas por el lapso de 6 meses y 1 año respectivamente..

(37) 35. RACIONAMIENTOS DE ENERGÍA POR ESTIAJE (MWh) (1) MWh (2) MWh Diferencia % % de racionado Dia Fecha desconexión racionado (MWh) realmente Observaciones Programad solicitado Real (2) - (1) racionado o Jue, 05-Nov-09 10% 4.799,0 5.288,5 489,5 11,0% Inician racionamientos Sáb, 07-Nov-09. 10%. Dom, 08-Nov-09. 0%. 2.469,0. Lun, 09-Nov-09. 15%. 7.114,8. 6.789,0. -325,8. 14,3%. Mar, 10-Nov-09. 15%. 7.364,9. 6.372,3. -992,6. 13,0%. -. 4.263,4. 1.794,4. -. 17,3%. -. No hubo racionamientos. Mié, 11-Nov-09. 15%. 7.360,3. 6.117,3. -1243,0. 12,5%. Jue, 12-Nov-09. 15%. 7.363,2. 6.609,0. -754,2. 13,5%. Vie, 13-Nov-09. 15%. 7.369,9. 7.416,7. 46,8. 15,1%. Sáb, 14-Nov-09. 10%. 4.248,0. 3.593,6. -654,4. 8,5%. Dom, 15-Nov-09. 0%. Lun, 16-Nov-09. 15%. Mié, 18-Nov-09. 10%. Jue, 19-Nov-09. 8%. 4.047,2. 3.743,2. 5.464,2. -. -. 4.775,4. -688,8. 4.728,4. 4.047,8. -680,6. 3.976,9. 4.037,9. 61,0 -304,0. No hubo racionamientos 13,1% 8,6% 8,1%. Vie, 20-Nov-09. 8%. Sáb, 21-Nov-09. 0%. -. -. -. 7,4% No hubo racionamientos. Dom, 22-Nov-09. 0%. -. -. -. No hubo racionamientos. Lun, 23-Nov-09. 8%. 4.046,7. 3.847,0. -199,7. 7,6%. Mar, 24-Nov-09. 8%. 4.045,4. 3.812,9. -232,5. 7,5%. Mié, 25-Nov-09. 8%. 4.043,3. 3.754,7. -288,6. 7,4%. Jue, 26-Nov-09. 8%. 4.043,3. 3.795,5. -247,8. 7,5%. 4.044,9. 3.657,8. -387,1. 7,2%. Vie, 27-Nov-09. 8%. Sáb, 28-Nov-09. 0%. -. -. -. No hubo racionamientos. Dom, 29-Nov-09. 0%. -. -. -. No hubo racionamientos. Lun, 30-Nov-09. 8%. 3.995,0. 3.697,9. -297,1. 7,4%. Tabla 2.8 Energía Racionada por Distribuidora en el mes de Noviembre Distribuidora MWh Programados MWh Reales CNEL-EMELBO. 359,82. 278,28. CNEL-EMELESA. 2.355,48. 2.259,31. CNEL-EMELGUR. 7.407,25. 7.989,56. CNEL-EMELMANABI. 7.930,71. 7.049,39. CNEL-EMELORO. 2.683,26. 2.814,79. CNEL-EMELRIOS. 1.769,98. 1.932,46. CNEL-EMELSAD. 2.304,65. 2.384,79. CNEL-EMEPE. 2.228,75. 1.842,90. CNEL-MILAGRO. 2.806,81. 2.890,30. CNEL-SUCUMBIOS. 1.013,24. 1.130,97. E.E. AMBATO. 2.521,01. 2.319,32. E.E. AZOGUES. 541,98. 421,90. 19.809,26. 17.152,85. E.E. REGIONAL SUR. 1.440,95. 1.549,31. E.E. RIOBAMBA. 1.176,84. 1.533,18. E.E. QUITO. E.E.R. CENTRO SUR. 5.402,40. 5.529,43. 24.001,32. 22.273,92. ELEPCOSA. 2.250,75. 1.721,02. EMELNORTE. 2.519,90. 2.546,27. ELECTRICA DE GUAYAQUIL. Tabla 2.9.

(38) 36. Energía Racionada por Distribuidora - Noviembre 2009 25000. MWh. 20000 15000 10000 5000 0. Figura 2.8 Inversión Económica - Nueva Generación Térmica Nueva Generación General Electric (USD). Adquisición de Turbinas. 405.709,92. Adecuación S/E PascualesB. 675.474,07. Total Nueva Generación GE Arrendamiento de equipos. Contrato APR ENERGY (USD). 207.467.870,00. Poliza de seguro de montaje. Plan de acción Socio Ambiental Emergente Adecuación S/E Sta. Elena Total Contrato APR ENERGY Arrendamiento de equipos (100 MW). 208.549.053,99 1.566.484,92 5.000,00 636.264,16 2.207.749,08 14.037.556,50. Contrato ENERGY Arrendamiento de equipos (30 MW) INTERNATIONAL Plan de acción Socio Ambiental Emergente (USD) Adecuación S/E Quevedo. 1.084.930,00. 2.861.465,67. Total Contrato ENERGY INTERNATIONAL. 18.536.531,05. 552.578,88. Tabla 2.10 P O T E NC IA F E C HA D E [MW ] O P E R AC IÓ N AP R E nergy - S anta E lena 40 08/02/2010 T 1 G E (Hous ton) - Manta 21 23/12/2009 E nergy International - Q uevedo 1 60 20/01/2010 AP R E nergy - S anta E lena 35 01/03/2010 T 2 G E Hous ton - P as c uales 21 15/01/2010 T 3 G E Hous ton - P as c uales 21 15/01/2010 T 4 G E Hous ton - P as c uales 21 15/01/2010 E nergy International - Q uevedo 2 30 01/02/2010 E nergy International - Q uevedo 3 40 22/02/2010 T 5 G E Hous ton - P as c uales 21 01/02/2010 T 6 G E Hous ton - P as c uales 21 01/02/2010 T 7 G E Hous ton - P as c uales 21 15/02/2010 UNID AD. T IE MP O D E O P E R AC IÓ N 1 año 6 m es es 1 año. 6 m es es 6 m es es. Tabla 2.11: Nuevas Unidades de Generación Térmica. EMELNORTE. Energía real racionada. ELEPCOSA. ELECTRICA DE GUAYAQUIL. E.E.R. CENTRO SUR. E.E. RIOBAMBA. E.E. REGIONAL SUR. E.E. QUITO. E.E. AZOGUES. E.E. AMBATO. CNEL-SUCUMBIOS. CNEL-MILAGRO. CNEL-EMEPE. CNEL-EMELSAD. CNEL-EMELRIOS. CNEL-EMELORO. CNEL-EMELMANABI. CNEL-EMELGUR. CNEL-EMELESA. CNEL-EMELBO. Energía racionada solicitada.

(39) 37. 2.1.2.6 Potencia Máxima Anual En el año 2009, la potencia máxima diaria se registró de 19h00 a 20h00 del día 21 de abril, con un valor de 2.740,5 MW, en la Figura 2.9 se puede observar la curva de carga del día antes mencionado. Para la realización de la figura que se encuentra a continuación fue necesario contar con el Despacho Diario del día en cuestión, publicado en el Sistema de Información del Mercado Eléctrico Mayorista (SIMEM) por el Centro Nacional de Energía (CENACE), el cual considera tres bandas horarias: base (22h00 a 07h00), media (07h00 a 19 h00), y punta (19h00 a 22h00), este documento además contiene el despacho (MW), horario planta a planta del Sistema Nacional Interconectado (SIN), así como la energía diaria por planta (MWh) y el costo variable en bornes de generación (ctvs. USD/kWh). Curva de Carga - Martes 21 de Abril de 2009 3,000.0. 2,500.0. MW. 2,000.0. 1,500.0. 1,000.0. 500.0. 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14. 15. 16. 17. 18. 19. 20. 21. 22. 23. 24. Paute. Pucará. Marcel Laniado. Agoyán. San Francisco. Cumbayá. Nayón. Gaungopolo. Pasochoa. Saucay. Chillos. Saymirín. Alao. Río Blanco. Ambi. San Miguel de Car. La Playa. Illuchi 1. Illuchi 2. El Carmen. Recperadora. Loreto. Papallacta. Abanico. Sibimbe. Calope. Península. Chimbo. Carlos Mora. Esmeraldas. Propicia. Machala Power. Descanso 2. Descanso 4. Gualberto Hernández 4. Gualberto Hernández 3. Gualberto Hernández 6. Gualberto Hernández 5. Gualberto Hernández 2. Descanso 1. Guangopolo 4. Gaungopolo 1. Gaungopolo 3. Gonzalo Zevallos 2 (Vapor). Gonzalo Zevallos 3 (vapor). Guangopolo 7. Termoguayas 1. Termoguayas 2. Termoguayas 3. Generoca 3. Generoca 4. Generoca 8. Generoca 5. Generoca 1. Generoca 2. Generoca 6. Miraflores 12. Alvaro Tinajero. Luloncoto 13. Electroquil 2. Electroquil 3. Electroquil 1. Electroquil 4. Catamayo 2. Catamayo 9. Anibal Santos(Gas). Catamayo 10. San Francisco. Anibal Santos (gas). Santa Rosa 2. Santa Rosa 1. Anibal Santo 6 (Gas). Catamayo 4. Catamayo 5. Colombia. Demanda. Figura 2.9.

(40) 38. 2.1.3 INTERCONEXIONES Las importaciones para el año 2009 llegaron a ser de 1.117,57 GWh y que representó el 6,7% de la producción energética total. Mientras que las exportaciones para el mismo año fueron de 20,02 GWh, las mismas que no se encuentran incluidas en el total de la producción de energía del país En la Figura 2.10 se hace una comparación mensual de la importación y la exportación de energía. Sin embargo es necesario aclarar que las transacciones internacionales con Perú se iniciaron a mediados del mes de noviembre debido la emergencia eléctrica por la que atravesó el país como consecuencia del periodo de estiaje. Importación y Exportación Colombia 200,000 180,000 160,000 140,000 120,000 100,000 80,000 60,000 40,000 20,000. Import. Int. Dic-09. Nov-09. Oct-09. Sep-09. Ago-09. Jul-09. Jun-09. May-09. Abr-09. Mar-09. Feb-09. Ene-09. 0. Exportación Colombia. Figura 2.10 En la Tabla 2.12, se muestra la importación real de energía, en las interconexiones que tiene hasta la fecha el Ecuador. Interconexiones Internacionales - 2009 (MWh) Interconexión con Colombia 138 Kv Interconexión con Colombia 230 Kv Interconexión con Perú 230 Kv. Tabla 2.12. 0,20 1'060.102,96 57.464,40.

(41) 39. 2.1.4. COMPORTAMIENTO. HIDROLÓGICO. DE. LAS. VERTIENTES:. PACÍFICO Y AMAZONAS 2.1.4.1 Comportamiento Histórico de la Vertiente del Amazonas en el Embalse Amaluza de la Central Paute - Molino. Desde que se identificó el potencial hídrico de la cuenca baja del río Paute, localizado al noreste de la ciudad de Cuenca, en las estribaciones de la Cordillera Oriental de los Andes, entre las cotas 2153 a 525 msnm, se estableció la conveniencia y óptimo aprovechamiento mediante la construcción de las siguientes Centrales Hidroeléctricas, en forma secuencial: Paute-Molino, PauteMazar, Paute-Sopladora y Paute-Cardenillo, que en su conjunto contribuirán al Sistema Eléctrico Ecuatoriano aproximadamente con una potencia de 2.122,8 MW y una producción anual de 8.518,8 GWh. La Central Paute-Molino construida en dos fases: la fase AB de 500 MW de potencia, que opera desde 1983 y la fase C de 575 MW de potencia, está en servicio desde 1992 y juntas entregan al Mercado Eléctrico una producción anual media de 4.700 GWh. La presa de Amaluza fue construida como parte de las obras de las fases A y B, y tiene una capacidad de almacenamiento de 120 hm3 con un volumen útil de 100 hm3. El vertedero de excesos tiene una capacidad de descarga de 7724 m3/s. El embalse Amaluza tiene una serie histórica de caudales medios mensuales de 46 años comprendida entre 1964 y 2009. Con un valor mínimo de 23,1 m3/s registrado en el mes de diciembre de 1968, y un valor máximo de 352,3 m3/s en junio de 2007. En la Tabla 2.13 se encuentra toda la muestra histórica considerada en este estudio, al igual que los valores: medios, máximos y mínimos mensuales históricos registrados. Sin embargo y con el fin de determinar los años más secos que ha registrado este embalse entre 1964 y 2009. En la Figura 2.11 se presentan las gráficas de los caudales medios anuales afluentes al embalse Amaluza, central Paute – Molino..

(42) 40. CAUDALES AFLUENTES MEDIOS MENSUALES RÍO PAUTE (m3 / seg) EMBALSE AMALUZA Año. Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. 1964. 81.7. 66.7. 82.6. 139.5. 164.9. 188.6. 129.2. 153.0. 175.1. 84.9. 67.0. 42.1. 1965. 48.0. 45.7. 60.5. 100.8. 151.7. 185.3. 155.9. 119.4. 125.5. 99.2. 129.8. 62.0. 1966. 113.9. 83.3. 106.5. 104.7. 82.4. 92.1. 117.2. 120.6. 89.0. 82.1. 44.1. 45.9. 1967. 88.6. 72.3. 61.4. 91.2. 149.0. 150.1. 184.4. 163.8. 101.0. 110.3. 65.5. 55.1. 1968. 80.1. 28.7. 94.5. 98.8. 61.6. 99.5. 182.8. 128.9. 104.1. 114.5. 55.7. 23.1. 1969. 35.8. 73.3. 66.7. 158.9. 101.7. 130.3. 134.7. 141.9. 116.7. 65.6. 88.5. 111.0. 1970. 105.9. 159.9. 133.5. 145.2. 149.7. 214.4. 143.7. 171.7. 143.7. 105.0. 101.1. 101.6. 1971. 84.5. 100.7. 155.7. 134.1. 99.1. 144.6. 174.7. 150.5. 147.7. 118.6. 67.0. 59.1. 1972. 113.0. 94.6. 103.6. 125.9. 135.8. 153.2. 195.1. 112.3. 139.8. 93.1. 102.7. 87.4. 1973. 97.3. 122.9. 97.2. 133.1. 130.0. 127.4. 151.3. 153.5. 133.3. 72.3. 74.5. 46.9. 1974. 49.8. 121.2. 89.9. 70.2. 155.2. 117.0. 199.6. 127.8. 157.2. 153.6. 107.6. 102.0. 1975. 103.0. 91.9. 146.2. 115.4. 151.4. 220.0. 172.0. 181.6. 118.3. 126.2. 110.2. 53.9. 1976. 74.0. 61.8. 72.9. 165.7. 187.3. 202.6. 247.6. 183.2. 114.3. 59.0. 77.9. 60.6. 1977. 51.2. 103.0. 124.3. 161.2. 106.0. 171.7. 152.1. 122.0. 132.8. 107.8. 46.3. 61.2. 1978. 49.1. 71.2. 128.1. 178.8. 163.7. 207.2. 171.9. 162.8. 129.7. 155.2. 51.3. 41.9. 1979. 32.3. 23.7. 79.7. 136.6. 126.9. 128.6. 122.9. 104.0. 64.3. 53.7. 34.8. 56.5. 1980. 44.7. 62.1. 79.2. 135.5. 113.6. 156.2. 160.2. 113.7. 106.9. 134.5. 99.3. 74.7. 1981. 37.9. 60.1. 124.0. 125.7. 84.4. 125.5. 139.5. 69.4. 80.1. 45.9. 29.6. 51.9. 1982. 49.6. 40.4. 43.2. 122.5. 129.1. 96.3. 140.1. 145.5. 95.9. 114.9. 102.3. 145.0 80.9. 1983. 108.8. 110.0. 115.7. 156.1. 145.3. 90.3. 92.1. 98.0. 107.2. 118.1. 59.4. 1984. 43.8. 138.2. 120.6. 194.1. 100.9. 137.5. 161.3. 129.2. 103.2. 135.4. 65.8. 88.4. 1985. 43.6. 50.4. 48.0. 50.0. 76.5. 179.0. 164.3. 146.6. 95.6. 76.0. 69.4. 51.3. 1986. 51.7. 54.1. 67.9. 123.2. 131.4. 137.0. 178.6. 100.3. 138.7. 112.4. 114.7. 83.9. 1987. 67.9. 138.4. 130.3. 137.3. 161.6. 132.9. 145.6. 121.5. 115.6. 105.0. 47.5. 64.6. 1988. 60.1. 111.2. 70.1. 166.4. 161.3. 94.8. 156.2. 99.1. 73.1. 128.6. 124.0. 62.7. 1989. 107.9. 121.8. 159.4. 112.1. 173.3. 191.2. 189.3. 108.2. 81.7. 124.9. 77.1. 32.7. 1990. 62.8. 64.1. 126.6. 122.6. 128.5. 189.8. 144.6. 138.8. 82.4. 96.1. 84.1. 73.5. 1991. 46.7. 95.9. 82.2. 100.0. 114.3. 147.7. 177.3. 140.0. 92.6. 73.3. 80.7. 46.8. 1992. 32.6. 43.6. 101.9. 106.7. 81.1. 148.4. 132.4. 92.3. 84.1. 57.8. 47.8. 43.5. 1993. 56.8. 75.2. 161.0. 101.6. 158.6. 167.7. 166.3. 120.1. 116.0. 88.9. 78.1. 92.9. 1994. 71.3. 87.2. 110.4. 157.6. 195.0. 224.7. 189.6. 190.9. 168.9. 96.2. 125.6. 100.8. 1995. 62.9. 41.4. 52.6. 80.2. 133.5. 121.9. 136.6. 46.9. 64.5. 50.0. 90.6. 74.7. 1996. 54.8. 125.9. 110.6. 119.2. 157.4. 117.2. 184.5. 128.8. 105.8. 93.0. 48.1. 52.0. 1997. 34.5. 96.6. 113.5. 130.3. 184.4. 73.0. 170.2. 130.8. 87.7. 51.3. 120.4. 100.2. 1998. 71.5. 83.3. 96.6. 138.1. 122.3. 158.0. 187.8. 105.4. 56.5. 79.5. 79.0. 32.6. 1999. 67.0. 112.0. 141.6. 242.9. 204.9. 134.3. 151.8. 154.6. 96.9. 95.3. 47.2. 92.9. 2000. 44.7. 90.8. 126.7. 159.1. 201.7. 152.0. 131.8. 118.4. 117.6. 95.8. 39.4. 52.4. 2001. 51.2. 59.3. 70.4. 145.7. 100.3. 255.2. 135.4. 146.5. 89.5. 49.3. 46.9. 57.6. 2002. 50.0. 48.0. 53.1. 105.8. 156.9. 122.4. 196.9. 125.6. 69.4. 71.8. 119.8. 72.5. 2003. 49.1. 57.9. 62.7. 114.5. 268.7. 145.3. 157.4. 98.0. 83.8. 65.4. 59.0. 96.5. 2004. 47.1. 33.0. 94.9. 82.1. 121.0. 295.0. 147.0. 128.7. 112.5. 87.3. 73.6. 77.2. 2005. 37.0. 100.6. 137.6. 200.0. 135.7. 216.5. 115.7. 72.2. 55.0. 47.8. 71.8. 80.0. 2006. 70.8. 94.3. 95.3. 131.2. 133.7. 125.2. 114.2. 86.8. 84.0. 57.1. 64.1. 85.1. 2007. 73.5. 47.9. 87.0. 156.7. 146.1. 352.2. 90.7. 135.1. 101.0. 85.2. 137.0. 81.7. 2008. 86.6. 177.0. 142.0. 156.7. 201.0. 164.2. 216.0. 132.9. 147.4. 124.1. 135.5. 75.9. 2009. 113.0. 99.9. 82.6. 183.9. 148.1. 155.8. 158.8. 118.6. 71.1. 64.2. 41.6. 45.5. Medio. 65.4. 83.5. 100.2. 133.0. 141.0. 159.6. 158.0. 127.0. 106.0. 91.9. 78.3. 69.2. Máximo. 113.9. 177.0. 161.0. 242.9. 268.7. 352.2. 247.6. 190.9. 175.1. 155.2. 137.0. 145.0. Mínimo. 32.3. 23.7. 43.2. 50.0. 61.6. 73.0. 90.7. 46.9. 55.0. 45.9. 29.6. 23.1. Tabla 2.13.