Incidencia en la operación del Sistema Nacional Interconectado debido a la incorporación del plan de cocción eficiente

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(1)ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL. FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA. INCIDENCIA EN LA OPERACIÓN DEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO DEBIDO A LA INCORPORACIÓN DEL PLAN DE COCCIÓN EFICIENTE. PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO ELÉCTRICO. ANDREA ELIZABETH ORTIZ GONZALEZ. DIRECTOR: DR. CARLOS GALLARDO. Quito, Marzo 2016.

(2) i. DECLARACIÓN. Yo, Andrea Elizabeth Ortiz Gonzalez, 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.. ______________________ Andrea Elizabeth Ortiz Gonzalez.

(3) ii. CERTIFICACIÓN. Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Andrea Elizabeth Ortiz Gonzalez, bajo mi supervisión.. ________________________ Dr. Carlos Gallardo DIRECTOR DEL PROYECTO.

(4) iii. AGRADECIMIENTOS. A Dios por ayudarme a culminar esta etapa importante en mi vida. A mis padres Eblin y Beatriz por su amor, compresión y apoyo constante . A mi esposo Diego por su paciencia, tiempo y entrega, por creer en mí y hacer que este logro sea nuestro y de nuestros amados hijos. A mi abuelito Miguel por su valor, amor y ejemplo de perseverancia. A mi familia, hermanos y sobrinos por su compañía, ejemplo y paciencia. A mi director de tesis Dr. Carlos Gallardo, por su acertada guía en la culminación de este proyecto..

(5) iv. DEDICATORIA. A mi hermosa familia, mi esposo Diego y mis dos amados hijos Diego Alejandro y Daniel Nicolás, por ser mi fuente de inspiración, por sacrificar el tiempo que era suyo, por su infinito amor entregado sin condiciones, por hacer de mi vida más feliz y ser parte de mis más preciosos sueños..

(6) v. CONTENIDO DECLARACIÓN ................................................................................................................ i CERTIFICACIÓN .............................................................................................................. ii AGRADECIMIENTOS ......................................................................................................iii DEDICATORIA .................................................................................................................iv RESUMEN......................................................................................................................viii 1. CAPÍTULO 1.......................................................................................................10. INTRODUCCIÓN .............................................................................................................10 1.1. OBJETIVOS DEL ESTUDIO ...............................................................................10. 1.2. ALCANCE ...........................................................................................................10. 1.3. JUSTIFICACIÓN .................................................................................................11. 2. CAPÍTULO 2.......................................................................................................12. ESTADO DEL ARTE .......................................................................................................12 2.1. BASE LEGAL ......................................................................................................12. 2.2. MATRIZ ENERGÉTICA ......................................................................................14. 2.3. POLÍTICAS Y LINEAMIENTOS...........................................................................14. 2.4. SITUACIÓN ACTUAL DEL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO. .................17. 2.4.1. GENERACIÓN ELÉCTRICA EXISTENTE ....................................................17. 2.4.1.1. PLANTAS HIDROELÉCTRICAS.............................................................20. 2.4.1.2. PLANTAS TÉRMICAS ............................................................................22. 2.4.1.2.1 Centrales Térmicas con Turbina de Vapor .......................................24 2.4.1.2.2 Centrales Térmicas con Turbina de Gas ..........................................24 2.4.1.2.3 Centrales Térmicas con Motor de Combustión Interna (MCI) ...........25. 2.5. 2.4.1.3. Consumo de Combustibles .....................................................................26. 2.4.1.4. INTERCONEXIONES .............................................................................27. PROGRAMACIÓN DINÁMICA DUAL ESTOCÁSTICA-SDDP .............................28. 2.5.1. CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS .................................................................29. 2.5.2. REVISIÓN DE METODOLOGÍA: OPTIMIZACIÓN ESTOCÁSTICA DE SISTEMAS HIDROTÉRMICOS ....................................................................31. 2.5.2.1. Despacho térmico ...................................................................................31. 2.5.2.2. Despacho hidrotérmico determinístico ....................................................33. 2.5.2.2.1 Características del despacho hidrotérmico .......................................36 2.5.2.2.2 Solución del problema: .....................................................................36.

(7) vi. 3. 2.5.2.3. Programación dinámica ..........................................................................38. 2.5.2.4. Programación dinámica dual...................................................................39. 2.5.2.5. Programación dinámica dual estocástica (SDDP) ...................................43. CAPÍTULO 3.......................................................................................................45. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ........................................ ¡Error! Marcador no definido. 3.1. EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA ELÉCTRICA EN EL PAÍS ................................45. 3.2. PRINCIPALES CONSIDERACIONES .................................................................46. 3.3. ESCENARIOS DE PROYECCIÓN DE LA DEMANDA ........................................52. 4. CAPÍTULO 4.......................................................................................................58. DESPACHO ENERGÉTICO DEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO .............58 4.1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................58. 4.2. PARÁMETROS Y PREMISAS CONSIDERADAS ...............................................59. 4.3. RESULTADOS OBTENIDOS ..............................................................................79. 4.3.1. Despacho y balance de energía ...................................................................79. 4.3.2. Composición por tipo de energía ..................................................................83. 4.3.3. Consumo de combustible .............................................................................85. 4.3.4. Emisiones de gases de efecto invernadero...................................................87. 4.3.5. Reserva de potencia máxima .......................................................................89. 4.3.6. Costo marginal .............................................................................................89. 4.3.7. Cargabilidad de transformadores ..................................................................90. 4.3.8. Cargabilidad en líneas de transmisión ........................................................102. 4.3.9. Excedentes de energía ...............................................................................103. 5. CAPÍTULO 5.....................................................................................................106. ANÁLISIS ECONÓMICO ...............................................................................................106 5.1. INTRODUCCIÓN ..............................................................................................106. 5.2. PARÁMETROS CONSIDERADOS ...................................................................107. 5.2.1. Costos variables de operación ....................................................................107. 5.2.2. Costos adicionales de la implementación de cocinas eléctricas en el SNI .............................................................................................................108. 5.2.2.1. Inversión en redes de transmisión eléctrica ..........................................108. 5.2.2.2. Inversión en los sistemas de distribución ..............................................110. 5.2.2.3. Subsidio eléctrico para el uso de cocinas eléctricas .............................111. 5.2.2.4. Subsidio remanente al gas licuado de petróleo.....................................113. 5.2.3. 64Costo-país sin cocinas eléctricas ............................................................113.

(8) vii. 5.3 6. 5.2.3.1. Costo del subsidio al gas licuado de petróleo (GLP) .............................113. 5.2.3.2. Costo de energía no vendida ................................................................115. RESULTADOS OBTENIDOS ............................................................................117 CAPÍTULO 6.....................................................................................................122. CONCLUSIONES ..........................................................................................................122 BIBLIOGRAFÍA .............................................................................................................126 Anexos..........................................................................................................................127.

(9) viii. RESUMEN El cambio en la matriz energética como eje fundamental en la transformación de la matriz productiva del Ecuador, propone la incorporación de una serie de políticas de estado (Plan Nacional de Buen Vivir), enfocadas a optimizar la utilización de los recursos naturales para fortalecer la economía y el cuidado ambiental del país, considerando como ejes trasversales a los sectores: energético, social, productivo e industrial. El uso de gas licuado de petróleo (GLP) para la cocción de alimentos, le significa al país un egreso de más de 600 millones de dólares anuales para cubrir el subsidio de más del 75% de la demanda de GLP. Con este antecedente, y considerando. la. fuerte. inversión. en. grandes. proyectos. hidroeléctricos. denominados emblemáticos: Coca Codo Sinclair (1500 MW), Paute Sopladora (487 MW), Toachi Pilatón (253 MW), Manduriacu (60 MW), Quijos (50 MW), Minas San Francisco (276 MW), Mazar Dudas (21 MW) y Delsi Tanisagua (116 MW actualmente se ha aumentado una turbina y su potencia efectiva aumentó a 180 MW), el Gobierno Nacional ha emprendido estrategias político-económicas para cambiar el escenario actual de importaciones de este combustible. En este contexto, el Estado Ecuatoriano a través del Ministerio de Electricidad y Energía Renovable emprendió el Plan de Cocción Eficiente el cual pretende cambiar la forma tradicional que las familias ecuatorianas utilizan para la cocción de alimentos, es decir migrar el uso del gas licuado de petróleo (GLP) a energía eléctrica, incorporando al Sistema Nacional Interconectado más de tres millones de cocinas de inducción hasta el 2017. El presente trabajo, pretende cuantificar la incidencia en la operación del Sistema Nacional Interconectado cuando se considera la incorporación del Plan de Cocción Eficiente, incluyendo todas las variables técnicas y económicas que se necesitan para desarrollar un análisis completo, que sirva como herramienta en la toma de decisiones para la implementación de esta política de estado. Para lo cual se propone el modelado y simulación del sistema eléctrico ecuatoriano, considerando las restricciones en la red de transmisión y la distribución de las cargas asociadas a las barras con la ayuda del modelo computacional SDDP..

(10) ix. El presente trabajo se estructura de la siguiente forma: En el primer capítulo, se describen los objetivos generales y específicos del proyecto; así como el alcance y la justificación para el desarrollo del presente trabajo. En el segundo capítulo, se describe brevemente la base legal, matriz energética, políticas y lineamientos para la planificación sectorial emitidas por el Ministerio de Electricidad. y Energía. Renovable,. situación. actual del sector eléctrico. ecuatoriano, y características técnicas-metodología del modelo computacional SDDP, en base a los datos suscitados en el 2014. En el tercer capítulo, con base a la información oficial publicada en el Volumen II “Estudio y gestión de la demanda eléctrica” del Plan Maestro de Electrificación 2013-2022, se realizará una revisión y análisis de las consideraciones utilizadas para las determinación de las hipótesis de crecimiento de la demanda con y sin Plan de Cocción Eficiente. En el capítulo cuatro, considerando los escenarios de crecimiento de la demanda (con y sin cocinas eléctricas), el parque generador actual y futuro (PEG 20132022), las restricciones en la red de transmisión y la distribución de las cargas asociadas a las barras, se presenta los resultados de la modelación y simulación correspondientes a la operación del sistema eléctrico ecuatoriano. Se evaluó el despacho, balance y reserva de energía para cada uno de los escenarios hidrológicos considerados (promedio, seco); el costo marginal de la demanda, capacidad de exportación, consumo de combustibles, impacto ambiental debido a la emisión de CO΍. a la atmósfera. Así como las restricciones operativas. asociadas principalmente con la operación del sistema eléctrico en periodos de demanda máxima, para los principales elementos de la red de transmisión. En el capítulo cinco, se desarrolla el análisis económico para la incorporación o no del Plan de Cocción Eficiente, utilizando los resultados del capítulo cuatro. Las principales conclusiones y recomendaciones se plantean en el capítulo seis..

(11) 10. 1. CAPÍTULO 1 INTRODUCCIÓN. 1.1 OBJETIVOS DEL ESTUDIO Objetivo General Analizar la incidencia en el despacho energético, debido a la incorporación del Plan de Cocción Eficiente, considerando como base el Plan Maestro de Electrificación 2013-2022. Objetivos Específicos ·. Realizar la modelación y simulación del sistema eléctrico ecuatoriano considerando las restricciones en la red de transmisión y la distribución de las cargas asociadas a las barras con la ayuda del modelo computacional SDDP.. ·. Evaluar el despacho, balance y reserva de energía para cada uno de los escenarios hidrológicos considerados; el costo marginal de la demanda, capacidad de exportación, consumo de combustibles, impacto ambiental debido a la emisión de CO₂ a la atmósfera.. ·. Evaluar las restricciones operativas asociadas principalmente con la operación del sistema eléctrico en periodos de demanda máxima, para los principales elementos de la red de transmisión.. ·. Analizar los beneficios económicos para el país debido a la sustitución del gas licuado de petróleo (GLP) por energía eléctrica, conforme al Plan de Cocción Eficiente que lleva adelante el estado ecuatoriano a través del Ministerio de Electricidad de Energías Renovables (MEER).. 1.2 ALCANCE Haciendo uso de la herramienta computacional SDDP (Programación Dinámica Dual Estocástica), se modelará y simulará la operación del sistema eléctrico considerando las restricciones en la red de transmisión, y la distribución de las cargas asociadas a las barras, obteniendo como resultado el despacho.

(12) 11. hidrotérmico para los escenarios de crecimiento de la demanda correspondientes a las hipótesis 4 (Crecimiento tendencial, incorporación de cargas especiales, programas de eficiencia energética, y abastecimiento de la refinería del Pacifico) y 5 (Hipótesis 4 más la incorporación del Programa Nacional de Cocción Eficiente) del estudio de proyección de la demanda correspondiente al Plan Maestro de Electrificación 2013 – 2022, estas hipótesis contemplan las políticas y lineamientos propuestas por el MEER para la diversificación de la matriz energética. El análisis se realizará para el periodo 2015 – 2022, determinando principalmente la evolución de los precios de energía, consumo de combustibles, capacidad de exportación de energía, restricciones operativas en los principales elementos de la red de transmisión, entre otros factores importantes. Sobre esta base, y con los resultados del despacho hidrotérmico se realizará una comparación entre las hipótesis 4 y 5, con el fin de realizar un análisis económico para determinar el costo-beneficio de la implementación del Plan de Cocción Eficiente frente al subsidio actual al gas licuado de petróleo (GLP). Entre los variables a considerarse se encuentran, los costos variables de operación, costos a la tarifa eléctrica por cocción con electricidad y costos al subsidio del GLP.. 1.3 JUSTIFICACIÓN El presente trabajo expone un problema actual y de mucha importancia dentro del sector eléctrico del país, debido a la propuesta de llevar a cabo el ambicioso proyecto de migración del uso de gas licuado de petróleo por energía eléctrica a través de la incorporación cocinas de inducción, aprovechando los excedentes de generación eléctrica provenientes de los grandes proyectos hidráulicos que se encuentran en marcha. Con este antecedente el presente trabajo pretende realizar un análisis técnicoeconómico para determinar la factibilidad de dicho proyecto, que va encaminado al cumplimiento de los objetivos planteados en el Plan Nacional del Buen Vivir..

(13) 12. 2. CAPÍTULO 2. ESTADO DEL ARTE 2.1 BASE LEGAL El 16 de enero de 2015, mediante Registro Oficial No. 418 fue expedida la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica (LOSPEE), la cual tiene por objeto ”garantizar que el servicio público de energía eléctrica cumpla con los principios. constitucionales. de. obligatoriedad,. generalidad,. uniformidad,. responsabilidad, universalidad, accesibilidad, regularidad, continuidad, calidad, sostenibilidad ambiental, precaución, prevención y eficiencia…” para lo cual encarga al Estado la responsabilidad de “planificar, ejecutar, regular, controlar, y administrar el servicio público de energía eléctrica.” El artículo 7 de la LOSPEE, indica que “constituye deber y responsabilidad privativa del Estado, a través del Gobierno Central, satisfacer las necesidades del servicio público de energía eléctrica y alumbrado público general del país, mediante el aprovechamiento eficiente de sus recursos, de conformidad con el Plan Nacional de Desarrollo, el Plan Maestro de Electricidad, y demás planes aplicables que fueran aplicables.”; en el mismo artículo también se menciona que “corresponde al Gobierno Central la toma de decisiones en torno a la planificación, construcción e instalación de sistemas eléctricos para entregar energía eléctrica a los usuarios finales, así como también el mantenimiento, operación y desarrollo sustentable del sector eléctrico, a fin de satisfacer las necesidades del servicio público de energía eléctrica” En el artículo 9, se hace una descripción de la estructura organizacional actual del sector eléctrico, la cual queda definida de la siguiente manera: 1. Ministerio de Electricidad y Energía Renovable (MEER): Se constituye como el órgano rector y planificador del sector eléctrico, dentro de sus atribuciones se encuentran: Dictar los lineamientos y políticas para el desarrollo y gestión dentro del ámbito de su competencia; y, elaborar el Plan Maestro de Electrificación..

(14) 13. 2. Agencia de Regulación y Control de Electricidad (ARCONEL): Su creación extingue la vida jurídica del Consejo Nacional de Electricidad (CONELEC). La ARCONEL, se constituye como institución de derecho público, con personalidad jurídica, autonomía administrativa, técnica económica y patrimonio propio adscrita al Ministerio de Electricidad y Energía Renovable, está encargada fundamentalmente de regular y controlar las actividades relacionadas con el servicio público de energía eléctrica y el servicio del alumbrado público general, precautelando los intereses del consumidor o usuario final. Las funciones de concesión de licencias y permisos; y planificación fueron trasladadas al MEER. 3. Operador Nacional de Electricidad (CENACE): Su creación extingue la vida jurídica de la Corporación Centro Nacional de Energía (CENACE). Aunque mantiene sus siglas, el CENACE se constituye como un órgano técnico estratégico adscrito al Ministerio de Electricidad y Energía Renovable, el cual actuará como operador técnico del Sistema Nacional Interconectado (S.N.I) y administrador comercial de las transacciones de bloques energéticos, responsable del abastecimiento continuo de energía eléctrica al mínimo costo posible, preservando la eficiencia global del sector. 4. Institutos especializados. En la Figura 2.1 se muestra la estructura organizacional del sector eléctrico ecuatoriano con la expedición de la LOSPEE PRESIDENCIA Y VICEPRESIDENCIA DE LA REPÚBLICA. MEER. Empresas Públicas. ARCONEL REGULADOR Y CONTROLADOR. CENACE. EMPRESAS. RECTOR OR Y PLANIFICADOR. Empresas Mixtas Economía Popular y Solidaria. OPERADOR Y ADMINISTRADOR. INER. Régimen Especial. Empresas Privadas Emp. Figura 2.1: Estructura organizacional del sector eléctrico ecuatoriano Fuente: Elaboración propia. CONSUMIDOR O USUARIO FINAL. MICSE – COORDINADOR DE SECTORES ESTRATÉGICOS.

(15) 14. Con base a la Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica (LOSPEE), y considerando que la fecha no se dispone una actualización oficial al Plan Maestro de Electrificación 2013-2022, el presenta trabajo considerará a este documento para los análisis respectivos.. 2.2 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.. 2.3 POLÍTICAS Y LINEAMIENTOS En concordancia con los objetivos del Plan Nacional de Buen Vivir, a través del Ministerio de Electricidad y Energía Renovable, ha definido las siguientes políticas energéticas, para la elaboración del Plan Maestro de Electrificación: 1. El Plan Maestro de Electrificación forma parte de la Planificación Nacional y por lo tanto debe sustentarse en las políticas y objetivos del Plan Nacional del Buen Vivir y la Agenda de los Sectores Estratégicos. Deberá ser elaborado con una visión integral de país, tomando en consideración las realidades y políticas de todos los sectores de la economía, entre ellos la matriz productiva, el desarrollo del sector minero y los proyectos del sector hidrocarburífero, para lo cual se requiere la interacción con los actores y.

(16) 15. responsabilidades de dichos sectores, tarea en la que esta Cartera de Estado seguirá actuando como lo ha hecho hasta el momento. 2. En este sentido, la proyección de la demanda, que constituye el elemento básico y fundamental sobre el cual se desarrolla la planificación de la expansión del sistema, debe considerar a más del crecimiento tendencial de la población y del consumo, la incorporación de importantes cargas al sistema, como son los proyectos mineros, sistemas petroleros aislados, la Refinería del Pacífico, el cambio de la matriz energética productiva del país; y fundamentalmente, la migración de consumos de GLP y derivados de petróleo a electricidad, una vez que el país cuente con la producción de los proyectos de generación que hoy se ejecutan. También se deben considerar los efectos de las acciones que se desarrollan para mejorar la eficiencia energética en los sectores residencial y productivo. 3. El desarrollo de megaproyectos, como es el caso de la Refinería del Pacífico, tiene un alto impacto en la economía de la zona, con la presencia de una población que se desplaza para el desarrollo del proyecto, lo cual carrea el surgimiento de nuevas actividades productivas y comerciales, y de empresas de bienes y servicios, infraestructura, provisión de equipos, materiales, etc., aspectos que necesariamente deben ser considerados en la proyección de la demanda. 4. Debe considerarse asimismo, que por primera vez en la historia energética de este país, se están generando espacios de coordinación entre el sector eléctrico y el sector petrolero. La planificación debe considerar por tanto la demanda de los campos e instalaciones petroleras públicas y privadas, así como también la capacidad instalada y la oferta de energía de ese sector, así como, sus planes de expansión mediante el aprovechamiento del gas asociado. 5. La expansión de la generación, debe partir de una línea base que constituyen los proyectos que han sido calificados como emblemáticos, y que en calidad de tales están siendo ejecutados por las empresas públicas del sector. Los cronogramas de ejecución y fechas estimadas para la operación de estos proyectos, deben ser coordinados de manera directa con el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable..

(17) 16. 6. La expansión de la generación debe considerar niveles mínimos de reserva para garantizar el abastecimiento interno, lo sustentados en estudios técnicos. 7. Sobre esta base, son los ejercicios de planificación y las herramientas de optimización de las que dispone el CONELEC, las que deben dar las señales sobre la expansión de la generación y sobre los proyectos que deben ser ejecutados para satisfacer los diferentes escenarios de crecimiento de la demanda, dentro del periodo de planificación. 8. Las decisiones respecto de los mecanismos que se apliquen para el desarrollo y ejecución de nuevos proyectos, sea por acción directa del Estado o por delegación a otros sectores de la economía, constituyen hechos subsecuentes que deriven de la planificación y que podrán tomarse una vez que se hayan identificado los proyectos, sus características y sus requerimientos de financiamiento. 9. Siendo al soberanía energética uno de los pilares fundamentales de la política sectorial, las importaciones de energía representan un aporte adicional para la optimización de costos y reforzamiento de la reserva, pero de ninguna manera pueden constituir una base para el abastecimiento. 10. Debe considerarse asimismo, que constituyen uno de los objetivos del sector convertir al Ecuador en un país exportador de energía. La planificación debe incorporar este escenario, identificando las capacidades de exportación y la infraestructura necesaria para conseguir este objetivo. 11. La expansión de generación térmica debe considerar la disponibilidad de combustibles, así como las políticas, proyectos actuales y futuros del sector hidrocarburífero, como es el caso del desarrollo en la explotación del gas natural. Por otro parte no se deben desatender las iniciativas privadas que de manera formal han respondido a las señales regulatorias a incentivar el desarrollo de las energías renovables no convencionales. 12. La expansión de la transmisión debe ajustarse a las nuevas condiciones de generación y demanda, priorizando la seguridad del sistema, la satisfacción de la demanda y el cumplimiento de los niveles de calidad establecidos. 13. La expansión de la distribución debe considerar los cambios se requiere el sistema por efectos de la migración de consumos hacia la electricidad, lo.

(18) 17. cual constituye el cambio de la matriz energética desde el lado del consumo. 14. El financiamiento de la expansión en generación, transmisión y distribución, conforme lo determina el Mandato No. 15, se encuentra principalmente a cargo del Estado, con recursos que provienen de su Presupuesto General. Para identificar alternativas de financiamiento para la expansión del sistema, es imprescindible contar con la información que debe surgir del Plan Maestro de Electrificación, en relación con la inversión requerida y la programación decenal de recursos. Con base a estas políticas y lineamientos fue desarrollado el PME 2013-2022.. 2.4. SITUACIÓN. ACTUAL. DEL. SECTOR. ELÉCTRICO. ECUATORIANO. 2.4.1 GENERACIÓN ELÉCTRICA EXISTENTE La energía en bornes de generación del Sistema Nacional Interconectado del Ecuador, de acuerdo a los datos estadísticos presentados por el Ex CONELEC, para el año 2014 fue de 21.423,904 GWh, la cual estuvo compuesta por 11.212,216 GWh de energía hidráulica, 9.403,021 GWh de energía térmica; y 808,667 GWh debido a las importaciones internacionales o interconexiones.. Figura 2.2: Generación Bruta SNI 2009 – Producción Porcentual Anual Fuente: Elaboración propia.

(19) 18. Como se indica en la Figura 2.2, de manera porcentual y por tipo de generación, la energía hidráulica corresponde al 52.34 %, 43.9 % de energía térmica y 3.8 % correspondientes a las interconexiones. En la Figura 2.3, se puede observar la producción porcentual anual de generación bruta del Sistema Nacional Interconectado en el año 2014 por tipo de central, siendo: 4.109,55 GWh (19,18%) de energía hidráulica de pasada, 7.102,66 GWh (33,15%) de energía hidráulica de embalse; 808,67 GWh (3,8%) de energía correspondiente a la importaciones internacionales; 6.335,23 GWh (29,6%) de las térmicas Fuel Oil 4 y 6; 1.598,54 GWh (7,5%) de térmicas a Gas Natural; 1.181,47 GWh (5.5%) de las térmicas de Diesel y; 287,78 (1,3%) de térmicas de Biomasa.. Figura 2.3: Generación Bruta SNI 2009 por tipo de central – Producción Porcentual Anual Fuente: Elaboración propia. En la Figura 2.4 se muestra la composición de generación mensual de energía por tipo de central para el año 2014, aquí se puede observar que la producción hidráulica más baja en todo el año se registró en los meses de enero y febrero..

(20) 19. Figura 2.4: Composición de generación mensual de energía (%) Fuente: Elaboración propia Como se ha mencionado anteriormente la energía real en bornes de generación fue de 21.423,904 GWh para el año 2014, y los valores que fueron proyectados en los escenarios de crecimiento menor, medio y mayor para el año 2014 fueron de 21.164 GWh, 21.387 GWh y 21.583 GWh respectivamente. Al comparar la producción de energía entre el pronóstico y el ejecutado, se puede observar en la Figura 2.5, que el comportamiento real de la producción de energía tiene como escenario más cercano a la realidad al de menor crecimiento.. Figura 2.5: Composición de generación de energía programado y real Fuente: Elaboración propia.

(21) 20. La potencia efectiva de generación e importación en el país fue de 5.570,81 MW; de las cuales 2.405,93 MW fueron de centrales hidráulicas, 2.339,33 MW de centrales térmicas, 54,15 MW correspondientes a Energía Renovable no Convencional y; 635 MW pertenecientes a las interconexiones internacionales. En la Figura 2.6 se observa la composición porcentual de la potencia efectiva del SIN, correspondiente al año 2014, por el tipo de central; se puede observar que el. 43,19% de potencia efectiva total instalada, corresponden a las centrales. hidráulicas, el 41,99 % corresponden a las térmicas, el 0,97 % corresponden a las centrales. de. Energías. Renovables. no. Convencionales. y. el. 11,4%. correspondientes a las interconexiones eléctricas con los países vecinos Colombia y Perú.. Figura 2.6: Potencia Efectiva – SNI 2014 Fuente: Elaboración propia. 2.4.1.1 PLANTAS HIDROELÉCTRICAS El parque hidroeléctrico disponible en el Ecuador se clasifica por el tipo de empresa en Generadora, Distribuidora y Autogeneradora, además por el tipo de central como centrales de pasada y embalse, con una potencia instalada y efectiva de 2.405,93 MW que representa el 45,8 % de la potencia total y una producción de energía a diciembre de 2014 de 11.212,216 GWh, de la cual, el.

(22) 21. 33,15% corresponden a las plantas hidráulicas con embalse, mientras que a las plantas hidráulicas de pasada fue de 19,18% del total de la energía hidroeléctrica. Entre las centrales hidroeléctricas que han sido construidas en los últimos 20 años y que en su mayoría actualmente están en operación; en orden cronológico se tiene: Hidronación (213 MW), Loreto (2,3 MW), Hidroabanico (38 MW), San Francisco (230 MW), Calope (16,6 MW), Sibimbe (16 MW), La Esperanza (6 MW), Poza Honda (3 MW), Mazar (170 MW), Ocaña (26 MW) y Buenos Aires (1 MW), las cinco últimas en los 8 años recientes; el resto de centrales hidroeléctricas poseen tecnologías de hace 50 años (Elecaustro) y de hace 30 años (Molino, Agoyán); de éstas, la central de Mazar y principalmente su embalse son importantes por su papel de regulación de caudal turbinado y vertido para la central Molino, la más grande del país, hasta que se construya el proyecto hidroeléctrico emblemático Coca Codo Sinclair (1.500 MW). En la Tabla 2.1 se indica la producción de energía para cada una de las centrales para el año 2014. EMPRESA. Energía Bruta (GWh). CELEC EP HIDROPAUTE. 6.129,63. CELEC EP HIDROAGOYÁN. 2.551,88. CELEC EP HIDRONACIÓN. 948,18. EMAAP-Q. 108,90. ELECAUSTRO. 395,68. HIDROSIBIMBE. 99,35. E.E. AMBATO. 9,89. EE. QUITO. 382,99. E.E. COTOPAXI. 62,05. E.E. RIOBAMBA. 104,11. E.E SUR. 18,52. E.E NORTE. 66,93. ECOLUZ. 42,24. ENERMAX. 97,46. HIDROABANICO. 321,85. PERLABI. 7,97.

(23) 22. I.M MEJIA. 6,94. MODERNA ALIMENTOS. 7,85. VICUNHA. 30,20. Tabla 2.1: Producción de energía (Gwh) para cada central Fuente: Elaboración propia Como se puede observar en la Tabla 2.1, la generadora con mayor aporte de energía para el SIN es la empresa E.P Hidropaute que consta de dos centrales Paute y Mazar, cada una con 10 y 2 unidades respectivamente. 2.4.1.2 PLANTAS TÉRMICAS El parque térmico con el que cuenta el país cuenta con una infraestructura y tecnología de hace aproximadamente 30 años, con generadores de combustión interna, unidades de vapor y a gas. Existen unidades que utilizan gas natural como combustible y que actualmente son operadas por CELEC EP Termogas Machala. El parque térmico tiene una potencia efectiva de 2.021,93 MW, y una producción de energía a diciembre de 2014 que tuvo un valor de 9.403,021 GWh. En la Tabla 2.2 se indica la infraestructura existente en el parque térmico a diciembre del 2014. EMPRESA. ELECTROGUAYAS. TERMOESMERALDAS. CENTRAL. TIPO. POTENCIA NOMINAL (MW). POTENCIA EFECTIVA (MW). ENRIQUE GARCÍA. TURBOGAS. 102,00. 96,00. G. ZEVALLOS TG4. TURBOGAS. 26,27. 20,00. G. ZEVALLOS TV2-TV3. TURBOVAPOR. 146,00. 146,00. SANTA ELENA 2. MCI. 90,10. 82,15. SANTA ELENA 3. MCI. 41,70. 41,70. TRINITARIA. TURBOVAPOR. 133,00. 133,00. JARAMIJÓ. MCI. 140,00. 134,28. C. LA PROPICIA 1-2-3. MCI. 10,50. 8,60. MANTA 2. MCI. 20,40. 18,60. MIRAFLORES. TURBOGAS. 22,80. 19,00.

(24) 23. MCI. 27,00. 20,40. PEDERNALES. MCI. 5,00. 4,00. ESMERALDAS 1. TURBOVAPOR. 132,50. 125,00. ESMARALDAS 2. MCI. 100,20. 80,00. MACHALA 1. TURBOGAS. 140,00. 128,50. MACHALA 2. TURBOGAS. 136,80. 124,00. CAMPO ALEGRE. MCI. 0,40. 0,36. CELSO CASTELLANOS. MCI. 10,00. 7,60. DAYUMA. MCI. 2,00. 1,80. GUANGOLOPO. MCI. 22,50. 21,80. GUANGOPOLO 2. MCI. 48,71. 30,14. JIVINO. MCI. 5,00. 3,80. JIVINO 2. MCI. 11,00. 10,00. JIVINO 3. MCI. 44,00. 40,00. LORETO. MCI. 2,00. 1,80. PAYAMINO. MCI. 2,00. 1,80. PUNÁ NUEVA. MCI. 2,80. 1,.80. QUEVEDO 2. MCI. 102,00. 93,00. SACHA. MCI. 20,40. 18,60. SANTA ROSA 12-3. TURBOGAS. 51,00. 34,00. SECOYA. MCI. 10,00. 8,80. ELECAUSTRO. EL DESCANSO. MCI. 19,20. 17,20. ELECTROQUIL. ELECTROQUIL. TURBOGAS. 181,00. 181,00. GENEROCA. GENEROCA 1-23-4-5-6-7-8. MCI. 38,12. 34,33. INTERVISA TRADE. VICTORIA 2. TURBOGAS. 115,00. 102,00. TERMOGUAYAS. BARCAZA KEPPEL ENERGY. MCI. 150,00. 120,00. TERMOGAS MACHALA. TERMOPICHINCHA. POTENCIA EFECTIVA DE GENERADORAS (MW). 1.909,26. POTENCIA EFECTIVA DE DISTRIBUIDORAS (MW). 263,17. POTENCIA EFECTIVA DE AUTOGENERADORAS (MW). 165,10. TOTAL DE POTENCIA EFECTIVA EN EL PARQUE TÉRMICO (MW). 2.339,33. Tabla 2.2: Infraestructura existente en el parque térmico Fuente: Elaboración propia.

(25) 24. 2.4.1.2.1 Centrales Térmicas con Turbina de Vapor Este tipo de centrales térmicas aportaron a la producción termoeléctrica con 2.782,43 GWh, representando el 29,4% 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 (29,80 MW), San Carlos (78 MW); El aporte energético de estas centrales para el año 2014 se muestra en la Tabla 2.3. Producción real de energía para el año 2014 – Centrales con Turbinas de Vapor. Central. Energía Producida (GWh). G. ZEVALLOS TV2-TV3. 924,73. TRINITARIA. 840,68. ESMERALDAS 1. 837,62. ANÍBAL SANTOS. 117.72. SAN CARLOS. 179,40. Tabla 2.3: Aporte energético de centrales con turbinas de vapor. Fuente: Elaboración propia. 2.4.1.2.2 Centrales Térmicas con Turbina de Gas Las centrales térmicas de este tipo tuvieron un aporte energético para el año 2014 de 2.524,58 GWh, la cual representó el 26,68% del total de la energía térmica producida. Dentro de este grupo de centrales térmicas se tienen las siguientes: Gonzalo Zevallos (26,27 MW), Enrique García (102 MW), Miraflores (22,8 MW), Machala I (140 MW), Machala 2 (136.8 MW), Santa Rosa (51 MW), Victoria II (115 MW), Álvaro Tinajero (94,80 MW), Aníbal Santos (113,27 MW); y en la Tabla 2.4 se puede visualizar la producción energética para el año 2014. Producción real de energía para el año 2014 – Centrales con Turbinas de gas. Central. Energía Producida (GWh). ENRIQUE GARCÍA. 321,76. G. ZEVALLOS TG4. 16,48.

(26) 25. MIRAFLORES. 55,53. MACHALA 1. 843,66. MACHALA 2. 787,51. SANTA ROSA 1-2-3. 18,43. VICTORIA 2. 183,13. ÁLVARO TINAJERO. 277,07. ANÍBAL SANTOS. 21,01. Tabla 2.4: Aporte energético de centrales con turbinas de vapor. Fuente: Elaboración propia. 2.4.1.2.3 Centrales Térmicas con Motor de Combustión Interna (MCI) Las centrales térmicas con MCI con un aporte energético porcentual del 43,92% del total de la producción termoeléctrico, es decir 4.156,16 GWh. En la Tabla 2.5 se puede apreciar la producción energética anual para las centrales térmicas con MCI en el año 2014. Producción real de energía para el año 2014 – Centrales con MCI. Central. Energía Producida (GWh). SANTA ELENA 2. 501,12. SANTA ELENA 3. 242,71. JARAMIJÓ. 667,72. C. LA PROPICIA 1-2-3. 15,96. MANTA 2. 93,45. PEDERNALES ESMARALDAS 2. 1,75 190,60. CELSO CASTELLANOS. 4,55. DAYUMA. 1,72. GUANGOLOPO. 84,20. GUANGOPOLO 2. 51,45. JIVINO. 1,02. JIVINO 2. 27,64. JIVINO 3. 278,54. LORETO. 2,35. PAYAMINO. 0,46.

(27) 26. 3,33. PUNÁ NUEVA. 546,46. QUEVEDO 2. 96,20. SACHA. 280,48. ELECTROQUIL SECOYA. 34,75. EL DESCANSO. 92,37. GENEROCA 1-2-3-4-5-67-8. 132,77. BARCAZA KEPPEL ENERGY. 623,19. G. HERNÁNDEZ. 172,95 8,42. CATAMAYO. Tabla 2.5: Producción energética anual para las centrales térmicas con MCI. Fuente: Elaboración propia. 2.4.1.3 Consumo de Combustibles La producción e importación de energía en el año 2014 fue de 21.423,904 GWh, incluyendo la importación desde Colombia y Perú. En la Tabla No. 2.6, se presenta el aporte de energía bruta de cada tipo de empresa y tipo de central en GWh. Producción de energía por tipo de central. Tipo de central. Energía Producida (GWh). %. Hidráulica de pasada. 4.109,55. 19,18. Hidráulica de embalse. 7.102,66. 33.15. Térmicas. 9.403,02. 43,9. 808,67. 3.8. Interconexiones. Tabla 2.6: Producción de energía por tipo de central. Fuente: Elaboración propia Las centrales de generación térmica utilizan como fuente de energía primaria diversos tipos de combustibles, especialmente los derivados del petróleo. En la Tabla 2.7 se presente el consumo de combustible..

(28) 27. Consumo de combustible Tipo de combustibles. Energía Producida (GWh). Fuel Oil (Mgal). 368,78. Diésel (Mgal). 106,34. Gas Natural (kpcx106). 18,22. Residuo (Mgal). 30,49. Tabla 2.7: Consumo de combustible Fuente: Elaboración propia Como se puede observar en la Figura 2.7 los combustibles más utilizados en el año 2014 fueron el Fuel Oil y el Diésel.. Figura 2.7: Consumo de combustible Fuente: Elaboración propia. 2.4.1.4 INTERCONEXIONES Adicionalmente a la energía producida por las Centrales Eléctricas que dispone el país, se encuentra también las interconexiones eléctricas con los países Perú y Colombia. Con Colombia las interconexiones se realizan a través de dos líneas de doble circuito Jamondino – Pomasqui 230 kV, línea de simple circuito Tulcán – Panamericana 138 kV, y, Perú por medio de la línea Machala-Zorritos 230 kV. Para el año 2014 las interconexiones llegaron a 808,667 GWh que representa 3,80% de la energía total producida y 635 MW de potencia efectiva..

(29) 28. En la Tabla 2.8, se muestra la importación real de potencia, en las interconexiones que tiene hasta la fecha el Ecuador. Potencia de las Interconexiones Eléctricas Procedencia de la Interconexión Colombia Perú. Potencia Efectiva MW. % de la Potencia efectiva. 525,00 110,00. 82,68 17,32. Tabla 2.8: Importación real de potencia Fuente: Elaboración propia. Durante el año 2014 se registró que el mayor aporte de energía fue desde el país vecino Colombia, siendo el mes de enero el de mayor transferencia con 146,80 GWh y con Perú se registró tan solo una importación en el mes de Diciembre de 12,72 GWh. Los valores de energía importados en el año 2014 fueron de 96,71 MUSD.. 2.5 PROGRAMACIÓN DINÁMICA DUAL ESTOCÁSTICA-SDDP El Modelo de “Programación Dinámica Dual Estocástica” - SDDP, es un modelo de despacho hidrotérmico estocástico con representación de la red de transmisión para estudios de operación de largo, mediano y corto plazo, que calcula la política de operación de mínimo costo de un sistema hidrotérmico, considerando: detalles operativos de las centrales hidroeléctricas, modelo detallado de las centrales térmicas, incertidumbre hidrológica, representación de mercados spot y de contratos, red de transmisión, variación de la demanda, etc. El objetivo del SDDP es determinar el mínimo costo del valor esperado de los costos de operación. El valor esperado de los costos operativos se calcula teniendo en cuenta diversos escenarios hidrológicos para cada uno de los cuales se realiza una optimización determinística y los resultados se ponderan de acuerdo a la probabilidad asociada a cada escenario. El modelo lleva en cuenta para cada escenario hidrológico, restricciones operativas tales como el suministro de la demanda, restricciones de balance hídrico en embalses y centrales de pasada en cascada, capacidades máximas y.

(30) 29. mínimas de generación, capacidad de almacenamiento en los embalses y límites de transmisión entre regiones. También se representan las restricciones de inversión tales como fechas mínimas y máximas para la toma de decisión de los proyectos y los conjuntos de proyectos asociados o mutuamente exclusivos. 2.5.1 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS El modelo computacional SDDP posee las siguientes características técnicas: Determina la política óptima estocástica de operación de sistemas hidrotérmicos con múltiples embalses, sin recurrir al agregado de centrales hidráulicas u otros tipos de acercamiento. Los siguientes aspectos están representados en detalle en el SDDP: ·. Operación del embalse (turbinamiento, derramamiento, infiltración, etc., a lo largo de cascadas complejas), certidumbres en las afluencias a través de modelos estocásticos multivariados de afluencias que representan las interdependencias especiales y temporales;. ·. Operación de las centrales térmicas (curvas de eficiencia, límites de combustible, costo de arranque, multi-combustibles, etc.);. ·. Red de transmisión, incluyendo las leyes de Kirchhoff, pérdidas cuadráticas, límites de flujos, áreas de exportación, restricciones de seguridad, etc.. Además de la política óptima de operación el modelo calcula una serie de índices económicos, tales como los costos marginales por barra, el valor del agua, los valores marginales de reservas de gas, etc. La Figura 2.8 representa el flujo de ejecución de las actividades de planificación operativa, los principales datos de entrada, y los enlaces entre los módulos del sistema SDDP. Los datos del SDDP pueden dividirse en dos grupos principales:.

(31) 30. ·. mediano y largo plazo – datos asociados al despacho hidrotérmico mensual.. ·. corto plazo – datos asociados al despacho hidrotérmico horario para una etapa (semana o mes) del horizonte de planificación.. Los datos de cada grupo principal están organizados en varias pantallas en el SDDP. Por ejemplo, los datos de mediano plazo incluyen las siguientes pantallas: ·. plantas hidroeléctricas. ·. plantas termoeléctricas. ·. demanda. ·. hidrología. ·. operación (operaciones de ejecución). ·. transmisión (datos para el modelo lineal de transmisión). ·. interconexiones (transferencia simplificada entre sistemas).

(32) 31. Figura 2.8: Flujo de ejecución del SDDP Fuente: Manual del usuario SDDP. 2.5.2 REVISIÓN DE METODOLOGÍA: OPTIMIZACIÓN ESTOCÁSTICA DE SISTEMAS HIDROTÉRMICOS 2.5.2.1 Despacho térmico En sistemas puramente térmicos el costo operativo de cada central depende básicamente de su costo de combustible. Adicionalmente, tiene las siguientes características: ·. Desacoplado en el tiempo. ·. Generadores tienen costos operativos directos.

(33) 32. ·. El despacho de un generador no afecta la capacidad o disponibilidad de las demás plantas.. ·. Solución del problema: Despacho de las unidades en orden creciente de los costos de producción.. En la Figura 2.9 se presenta un sistema puramente térmico compuesto por tres centrales generadoras y una demanda de energía de 20 MWh. El despacho económico se realizará conforme a la Figura 2.10.. T1. T2. T3. 10 MW. 5 MW. 20 MW. 8 $/MWh. 12 $/MWh. 15 $/MWh. Demanda = 20 MWh. Figura 2.9: Ejemplo de sistema térmico Fuente: Manual del usuario SDDP. T1. T2. T3. 10 MW. 5 MW. 20 MW. 8 $/MWh. 12 $/MWh. 15 $/MWh. 10 MW. 5 MW. 5 MW. Costo = 10*8 + 5*12 + 5*15 = $215 Demanda = 20 MWh. Figura 2.10: Ejemplo despacho económico Fuente: Manual del usuario SDDP.

(34) 33. Del sistema de ejemplo, el costo de operación será de 215 USD, y un costo marginal de 15 USD/MWh. A continuación, se presenta la formulación matemática para resolver del problema del despacho en sistemas térmicos.. z = Min 8g1 + 12g2 + 15g3. ® Costo operativo. s.a. g1 + g2 + g3 = 20 MW. ® Balance de energía. g1 ≤ 10 MW. g2 ≤ 5 MW. ® Límites operativos. g3 ≤ 20 MW Considerando que el costo medio de operación está representado por: ‫ ܱܯܥ‬ൌ. ߲‫ݖ‬ ߲‫ܦ‬. 2.5.2.2 Despacho hidrotérmico determinístico. En sistemas hidrotérmicos, el objetivo del despacho energético es determinar la secuencia de desfogues de la plantas hidroeléctricas que minimice el valor esperado del costo operativo total (costo de combustible más el costo de energía no suministrada). Adicionalmente, tiene las siguientes características: ·. Acoplado en el tiempo: una decisión de hoy afecta el futuro.. ·. Costo indirecto: asociado a la oportunidad de economizar combustible trasladando una térmica hoy en el futuro.. ·. Despacho/ almacenamiento de una hidroeléctrica afecta la disponibilidad de agua para las centrales aguas abajo..

(35) 34. Caudales Futuros Decisión. húmedos. Consecuencias operativas OK. Utilizar los embalses secos. húmedos. Déficit. Vertimiento. No utilizar los embalses secos. OK. Figura 2.11: Incertidumbre hidrológica Fuente: Manual del usuario SDDP. Tal como se muestra en la Figura 2.11, el operador del sistema tiene las opciones de usar la energía hidroeléctrica hoy, y con esto reducir los costos operativos por la energía térmica complementaria, o de almacenarla para usarla en el futuro. Si la decisión es utilizar la hidroelectricidad hoy y en el futuro los caudales son altos (lo que permite llenar los embalses), la operación es eficiente. Sin embargo, si ocurre una sequía en el futuro, los embalses no se recuperarán, y será necesario utilizar generación térmica más cara, o incluso interrumpir el suministro de la demanda. Por otro lado, si la decisión de hoy es almacenar el agua para uso futuro a través del uso de mayor generación térmica, y los caudales futuros son altos será necesario verter el agua, lo que significa un desperdicio de energía y dinero. Sin embargo si ocurre una sequía en el futuro, el almacenamiento se usará para evitar la generación más cara o un racionamiento de energía. Al ejemplo anterior se agrega una central hidroeléctrica de 10 MW y una capacidad de embalse de 100 Hm³, tal como se muestra en la Figura 2.12..

(36) 35. H1 10 MW 100 Hm3 0.1 MWh/Hm3. T1 10 MW 8 $/MWh. T2 5 MW 12 $/MWh. T3 20 MW 15 $/MWh. Volumen afluente = 100 Hm3. t=1 Vol.ini. = 0 Hm3. 20 MWh. Figura 2.12: Ejemplo de sistema hidrotérmico Fuente: Manual del usuario SDDP. Considerando el costo de operación de una hidroeléctrica es nulo, para la etapa 1 se despacha esta central primero, y luego la térmica T1, obteniendo un costo total de operación de 80 USD y un costo marginal de 8 USD/MWh. Sin embargo, si al hacer despacho energético para un periodo t2, la generación eléctrica es 0, teniendo que abastecer la demanda con las tres centrales térmicas obteniendo un costo de operación de 215 USD y un costo marginal de 15 USD/MWh. Si se enumeran las posibilidades del despacho de acuerdo a la Tabla 2.9. H 10 8 6 4 2 0. Generación en la etapa 1 (MWh) T1 T2 T3 10 0 0 10 2 0 10 4 0 10 5 1 10 5 3 10 5 5. CO1 ($). CO2 ($). CO1+CO2 ($). 80 104 128 155 185 215. 215 185 155 128 104 80. 295 289 283 283 289 295. Tabla 2.9: Ejemplo del despacho energético Fuente: Manual del usuario SDDP.

(37) 36. FCI. FCF. FCT. 350 300. Costo ($). 250 200 150 100 50 0 0. 20. 40. 60. 80. 100. Vol. f inal t=1 (Hm3). Figura 2.13: Ejemplo del despacho energético Fuente: Manual del usuario SDDP. 2.5.2.2.1 Características del despacho hidrotérmico ·. El despacho hidrotérmicos óptimo es aquel que minimiza la suma del costo total igual al costo inmediato más costo futuro.. ·. La solución óptima no es agotar toda la generación hidroeléctrica en la primera etapa, aunque el costo operativo sea igual a cero. Debido a que la generación hidroeléctrica puede transportar el agua (energía) de una etapa a otra. Por tanto, hidroelectricidad tiene un costo de oportunidad.. 2.5.2.2.2 Solución del problema: Trade-off entre el uso del agua hoy o en el futuro. Costo. Función de Costo Futuro. Función de Costo Inmediato. Volumen final. Figura 2.14: Función de utilización del agua Fuente: Manual del usuario SDDP.

(38) 37. Entonces: Min FCI + FCF Donde: FCI: Función de costo inmediato FCF: Función de costo futuro ߲ሺ‫ܫܥܨ‬ሻ ߲ሺ‫ܨܥܨ‬ሻ ߲ሺ‫ܫܥܨ‬ሻ ߲ሺ‫ܨܥܨ‬ሻ ߲ሺ‫ ܫܥܨ‬൅ ‫ܨܥܨ‬ሻ ൌ Ͳ ՜ ൅ ൌ Ͳ ՜ ൌെ ߲ܸ ߲ܸ ߲ܸ ߲ܸ ߲ܸ FCI + FCF. FCI FCF. Decisión óptima. Volumen final. Figura 2.15: Función objetiva del SDDP Fuente: Manual del usuario SDDP. Formulación del problema de despacho hidrotérmico de dos etapas: Min (8g1,t=1 + 12g2,t=1 + 15g3,t=1) + (8g1,t=2 + 12g2,t=2 + 15g3,t=2) s.a. g1,t=1 + g2,t=1 + g3,t=1 + 0,1út=1 = 20 MW. g1,t=2 + g2,t=2 + g3,t=2 + 0,1út=2 = 20 MW g1,t=1 ≤ 10 MW; g1,t=2 ≤ 10 MW. g2,t=1 ≤ 5 MW; g2,t=2 ≤ 5 MW g3,t=1 ≤ 20 MW; g3,t=2 ≤ 20 MW. ut=1 ≤ 100 Hm3; Vt=2 = 0. ut=2 ≤ 100 Hm3. + 100 - ut=1 - st=1. Vt=3 = Vt=2 +. 0 - ut=2 - st=2. Vt=2 ≤ 100 Hm3; Vt=3 ≤ 100 Hm3.

(39) 38. Formulación del problema de despacho hidrotérmico multi-etapa: Min Sj St cj,tgj,t s.a. Sj gj,t + Si (riúi,t) = Demandat. "t. gj,t £ Gmaxj,t. "j,t. ui,t £ Umaxi,t. "i,t. Vi,t+1 = Vi,t + ai,t – ui,t – si,t + SkÎWi(uk,t + sk,t). "i,t. Vi,t+1 £ Vmaxi. "i,t. ui,t. Turbinamiento de la hidro i en la etapa t. Umaxi. Turbinamiento máximo de la hidro i en la etapa t. ri. Factor de producción de la hidro i (convierte caudal turbinado en energía). si,t. Vertimiento de la hidro i en la etapa t. ai,t. Caudal natural afluente a la hidro i en la etapa t. Vi,t+1. Almacenamiento final de la hidro i en la etapa t. Vmaxi. Almacenamiento máximo de la hidro i. Wi. Conjunto de las plantas inmediatamente aguas abajo de la hidro i. 2.5.2.3 Programación dinámica ·. Descomposición del problema del despacho hidrotérmico multi-etapa.. ·. El problema de varias etapas “acopladas” puede ser descompuesto en varios problemas menores de una etapa. ·. La coherencia del acoplamiento en el esquema de descomposición se mantiene a través de la aproximación de las funciones de costo futuro de cada etapa, desde la última hasta la primera.. ·. En cada etapa, cuanto más estados de almacenamiento fueren discretizados, mejor será la aproximación de las funciones de costo futuro para la etapa.. ·. El método de descomposición utilizado se lo conoce como Programación Dinámica (PD).

(40) 39. Min Sj cj,1gj,1. Etapa 1. s.t.. Sj gj,1 + Si (riúi,1) = Demanda1 gj,1 £ Gmaxj,1. s.t.. Sj gj,t + Si (riúi,t) = Demandat gj,t £ Gmaxj,t ui,t £ Umaxi,t Vi,t+1 = Vi,t + ai,t – ui,t – si,t + SkÎWi(uk,t + sk,t) Vi,t+1 £ Vmaxi. ui,1 £ Umaxi,1. "i. Vi,2 = Vi,1 + ai,1 – ui,1 – si,1 + SkÎWi(uk,1 + sk,1). "i. Vi,2 £ Vmaxi. "i. Min Sj cj,2gj,2. Min Sj St cj,tgj,t "t "j,t "i,t "i,t "i,t. "j. +. $ Etapa 2. Vi,3. s.t.. Sj gj,2 + Si (riúi,2) = Demanda2 gj,2 £ Gmaxj,2. "j. ui,2 £ Umaxi,2. "i. Vi,3 = Vi,2 + ai,2 – ui,2 – si,2 + SkÎWi(uk,2 + sk,2). "i. Vi,3 £ Vmaxi. "i. .. .. Min Sj cj,Tgj,T. Etapa T. s.t.. Sj gj,T + Si (riúi,T) = DemandaT gj,T £ Gmaxj,T. "j. ui,T £ Umaxi,T. "i. Vi,T+1 = Vi,T + ai,T – ui,T – si,T + SkÎWi(uk,T + sk,T) "i. 30. Vi,T+1 £ Vmaxi. ·. "i. 30. La FCF de cada etapa tiene como variables dependientes (también llamadas variables de estado en la programación dinámica) los volúmenes finales de la etapa.. ·. En sistemas con varias centrales hidroeléctricas, el número de variables de estado crece y, consecuentemente, el número de combinaciones de los estados de almacenamiento crece exponencialmente.. ·. El crecimiento exponencial de las combinaciones de estados de almacenamiento hacen que el cálculo de la operación óptima sea computacional infactible (maldición de dimensionalidad). 2.5.2.4 Programación dinámica dual Como método alternativo de solución para resolver el problema del despacho hidrotérmico óptimo es el método de Programación Dinámica Dual (PDD). Diferentemente de la Programación Dinámica (PD) “Convencional”, la PPD no.

(41) 40. calcula previamente todas las combinaciones resultantes de la desratización de los niveles de almacenamiento. La PPD tiene como objetivo calcular el despacho óptimo; y no aproximar la FCF para el mayor número de combinaciones posibles. ·. La PDD, es un método iterativo de construcción de las aproximaciones de la FCF alrededor de “puntos interesantes” de almacenamiento del sistema. Estos “puntos interesantes”, son definidos por el propio método en cada iteración.. ·. El método de aproximación iterativo de las FCF termina cuando un criterio de convergencia se consigue.. ·. En la PDD, las FCF no son aproximadas por la interpolación de los costos discretizados (como ocurre en la PD convencional), pero sí por los segmentos lineales usando la información del costo y de la derivada de la FCF (valores del agua) 215 200. 185. 155 150. Costo ($). 128 104 100 80. 50. 0 0. 10. 20. 30. 40. 50. 60. 70. Volumen inicial en t=2 (Hm3). Figura 2.16: Programación dinámica dual Fuente: Manual del usuario SDDP. 80. 90. 100.

(42) 41. a(V). a(Vk). Valor del agua. ∂a(V)/∂V | V = Vk. Vk. Volumen inicial. a(V). Volumen inicial. Figura 2.17: PDD- aproximación de la FCF Fuente: Manual del usuario SDDP. El método iterativo de la solución del problema de despacho hidrotérmico por PDD se constituye por dos fases: ·. Fase. Forward. (simulación):. genera. los. puntos. interesantes. de. almacenamiento de los embalses en cada etapa considerando las aproximaciones de las FCF ya construidas. ·. Fase. Backward. (recursión):. adiciona. segmentos. lineales. en. la. aproximación de la FCF de cada etapa obtenidos alrededor de los puntos interesantes de almacenamiento generados en la fase Forward. El proceso Forward-Backward se repite hasta que un criterio de convergencia sea atendido. ·. El criterio de convergencia en la PDD, permite calcular un límite inferior (ZINF) y otro superior (ZSUP) para el costo de operación óptima del sistema.|. ·. §. El costo óptimo es garantizadamente menor que el ZSUP.. §. El costo óptimo es garantizadamente mayor que el ZINF.. El proceso iterativo termina cuando el ZINF y el ZSUP están aceptablemente próximos:.

(43) 42. ሺܼܷܵܲ െ ܼ‫ܨܰܫ‬ሻ ൑ ܶ‫ܽ݅ܿ݊ܽݎ݈݁݋‬ሺΨሻ ܼܷܵܲ Min Sj cj,1gj,1. etapa 1. s.t.. Sj gj,1 + Si (riúi,1) = Demanda1 gj,1 £ Gmaxj,1. s.t.. Sj gj,t + Si (riúi,t) = Demandat gj,t £ Gmaxj,t ui,t £ Umaxi,t Vi,t+1 = Vi,t + ai,t – ui,t – si,t + SkÎWi(uk,t + sk,t) Vi,t+1 £ Vmaxi. "i. Vi,2 = Vi,1 + ai,1 – ui,1 – si,1 + SkÎWi(uk,1 + sk,1). "i. Vi,2 £ Vmaxi. "i. +. Min Sj cj,2gj,2. Min Sj St cj,tgj,t. "j. ui,1 £ Umaxi,1. $ Vi,3. s.t.. "t "j,t "i,t "i,t "i,t. etapa 2. Sj gj,2 + Si (riúi,2) = Demanda2 gj,2 £ Gmaxj,2. "j. ui,2 £ Umaxi,2. "i. Vi,3 = Vi,2 + ai,2 – ui,2 – si,2 + SkÎWi(uk,2 + sk,2). "i. Vi,3 £ Vmaxi. "i. …. +. $. .. .. Vi,T. Min Sj cj,Tgj,T. etapa T. s.t.. Sj gj,T + Si (riúi,T) = DemandaT. ·. gj,T £ Gmaxj,T. "j. ui,T £ Umaxi,T. "i. Vi,T+1 = Vi,T + ai,T – ui,T – si,T + SkÎWi(uk,T + sk,T). "i. Vi,T+1 £ Vmaxi. "i39 39. Cualquier solución de operación factible tiene un costo que es un límite superior para el costo óptimo.. ·. Así, al final de cada simulación Forward, la suma de los costos de operación inmediatos de cada etapa es un Límite Superior (ZSUP).. ·. Cualquier solución factible de operación con costo garantizadamente sub-evaluado es un límite inferior para el costo óptimo.. ·. Así, el valor de la función objetivo del problema de la primera etapa (costo operativo inmediato más la evaluación del costo futuro por la FCF aproximada) es un Límite inferior (ZINF).. ·. Nótese, que la evaluación del costo futuro (utilizando la FCF aproximada) de una solución factible para la primera etapa es garantizadamente una sub-evaluación del costo total de operación de.

(44) 43. las etapas 2,3,…,T-1,T, ya que la aproximación lineal utilizada por la PDD está siempre por debajo de la FCF real (desconocida). 2.5.2.5 Programación dinámica dual estocástica (SDDP) La optimización del despacho hidrotérmico para un único escenario futuro es una estrategia arriesgada: ·. Si un escenario húmedo es utilizado, la optimización dará como resultado el despacho mayoritariamente hidroeléctrico. Sin embargo, si realmente sucede un escenario con hidrología seca, el sistema alcanzará una situación de bajo almacenamiento y/o racionamiento.. ·. Si un escenario seco es utilizado, la optimización dará como resultado una baja producción hidroeléctrica y tendrá un costo elevado debido al elevado despacho térmico. Sin embargo, si realmente sucede un escenario con hidrología alta, el sistema alcanzará una situación de almacenamiento excesivo o mismo de vertimiento.. La solución correcta es la optimización bajo incertidumbre, la cual dará como resultado el despacho hidrotérmico estocástico. ·. Una. vez. estimados. los. modelos. estocásticas. que. capturan. el. comportamiento estadístico de la hidrología, es posible generar tantos escenarios de caudales naturales afluentes cuantos se desee (Método de Monte Carlo). ·. Los escenarios sintéticos generados son utilizados para determinarse el despacho hidrotérmico óptimo bajo incertidumbre, problema que se resuelve por la Programación Dinámica Dual Estocástica.. La Programación Dinámica Dual Estocástica, utiliza un algoritmo semejante al de la PDD Determinística: ·. Simulación Forward idéntica, pero ahora con varios escenarios, entonces la solución de la fase Forward estocástica semejante a varios problemas de la PD Dual Determinística.. ·. La recursión Backward presenta alguna diferencias:.

(45) 44. §. FCF aproximada captura la incertidumbre en la operación futura del sistema.. Introducción de escenario Backward de hidrología para representar la variabilidad hidrológica correcta en el proceso de decisión.. Volumen Máximo vertimiento. Volumen final en t. escenarios hidrológicos. racionamiento t+1. t+2. t+3. etc.. etapa. Figura 2.18: Diagrama de decisión de incertidumbre hidrológica Fuente: Manual del usuario SDDP.

(46) 45. 3. CAPÍTULO 3. HIPÓTESIS DE CRECIMIENTO DE LA DEMANDA 3.1 EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA ELÉCTRICA EN EL PAÍS La demanda eléctrica es uno de los factores más decisivos en el comportamiento de un sistema hidrotérmico, ya que condiciona el futuro equipamiento en la cadena de suministro eléctrico. Durante los últimos años, la evolución de la demanda eléctrica ha tenido un crecimiento progresivo en el Ecuador, evidenciando con ello el desarrollo económico, social y tecnológico en el país. Es así, que en la Figura 3.1, se muestra el crecimiento de la demanda mensual de potencia máxima y de energía en el periodo comprendido entre enero 2000 y diciembre 2014. Evolución de la demanda eléctrica : 2000 - 2014 3750. Demanda de Potencia máxima 2014: 3.503 MW. 3500 3250 3000 2750 2500. 2250. Demanda de Energía 2014: 21.461 GWh. 2000 1750 1500 1250 1000 750. jul.-14. jul.-13. ene.-14. jul.-12. ene.-13. jul.-11. ene.-12. jul.-10. ene.-11. jul.-09. ene.-10. jul.-08. ene.-09. jul.-07. ene.-08. jul.-06. Potencia máxima mensual (MW). ene.-07. jul.-05. ene.-06. jul.-04. ene.-05. jul.-03. ene.-04. jul.-02. ene.-03. jul.-01. ene.-02. jul.-00. ene.-01. ene.-00. 500. Energía mensual (GWh). Figura 3.1: Evolución de la demanda eléctrica Fuente: Plan Maestro de Electrificación 2013-2022 Mientras que en la Tabla 3.1 se presenta el crecimiento histórico anual de potencia máxima y energía registrados para el Sistema Nacional Interconectado durante el periodo 2000-2014. Se puede observar un decrecimiento de la demanda de potencia máxima en el 2009, lo cual se debe a los racionamientos de energía sucedida entre noviembre 2009 y enero 2010, debido a las condiciones.

(47) 46. de hidrología extremadamente seca (95% de probabilidad de excedencia) ocurrida en la vertiente del Amazonas.. Año 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014. Demanda de Potencia Máxima MW Crecimiento % 1955 2002 2.4% 2132 6.5% 2223 4.3% 2401 8.0% 2424 1.0% 2642 9.0% 2706 2.4% 2785 2.9% 2768 -0.6% 2879 4.0% 3052 6.0% 3207 5.1% 3332 3.9% 3503 5.1%. Demanda de Energía GWh 10521 10859 11541 12115 12960 13769 14692 15457 16318 16877 17594 18645 19547 20269 21461. Crecimiento % 3.2% 6.3% 5.0% 7.0% 6.2% 6.7% 5.2% 5.6% 3.4% 4.2% 6.0% 4.8% 3.7% 5.9%. Tabla 3.1: Crecimiento histórico de potencia máxima y energía Fuente: Plan Maestro de Electrificación 2013-2022. 3.2 PRINCIPALES CONSIDERACIONES En el Volumen II, capítulo 5 del Plan Maestro de Electrificación 2013-2022 elaborado por el ex CONELEC, se presenta el Estudio de Proyección de la Demanda del Sector Eléctrico, plasmado en cinco hipótesis de estudio. A continuación se describe cada una de ellas: 1. Hipótesis 1: Línea base de proyección, en la cual se emplearon métodos econométricos, análisis históricos de comportamiento y esquemas analíticos, tomando en consideración el plan previsto de reducción de pérdidas. 2. Hipótesis 2: A la hipótesis 1 se le incorporan las demandas industriales vinculadas con la actividad minera, cemento, siderúrgica, transporte, petrolera (excluida la Refinería del Pacífico), proyectos de eficiencia.

(48) 47. energética y la Ciudad del Conocimiento (Yachay). En la Tabla 3.2 se presentan una. descripción. de las. cargas singulares que. fueron. consideradas para determinar el segundo escenario de análisis sobre el crecimiento de la demanda. Nombre. Actividad. Empresa Distribuidora. Tren Nacional El Oro Tren Nacional Esmeraldas Tren Nacional Manabí Adelca Tren Nacional Sucumbíos Ep- Petroecuador Río Blanco Quimsacocha Tren Nacional Norte Tren Nacional Quito Metro Quito Tren Nacional Guayaquil Mirador Fruta del Norte RDP Yachay. Transporte Transporte Transporte Acero Transporte Petroquímica Minera Minera Transporte Transporte Transporte Transporte Minera Minera Petroquímica Asentamiento. CNEL - El Oro CNEL - Esmeraldas CNEL - Manabí CNEL - Milagro CNEL - Sucumbíos CNEL - Sucumbíos E.E. Centro Sur E.E. Centro Sur E.E. Norte E.E. Quito E.E. Quito Eléctrica de Guayaquil E.E. Sur E.E. Sur CNEL - Manabí E.E. Norte. Fecha de ingreso ene-19 ene-15 ene-17 ene-15 ene-16 jul-15 ene-14 ene-14 ene-15 ene-15 ene-16 ene-18 ene-14 ene-14 ene-16 ene-15. Potencia (MW). Energía (MWh). Factor de carga. 5. 23,230. 53%. 15. 51,690. 39%. 10. 34,460. 39%. 45. 22,752. 56%. 5. 17,230. 39%. 255. 2,055,096. 92%. 11. 82,782. 90%. 20. 157,680. 90%. 5. 17,230. 39%. 10. 34,460. 39%. 75. 105,000. 16%. 10. 34,460. 39%. 92. 598,000. 74%. 36. 225,000. 71%. 365. 2,978,455. 93%. 15. 63,588. 48%. Tabla 3.2: Incorporación de cargas singulares y Refinería del Pacífico Fuente: Plan Maestro de Electrificación 2013-2022. Mientras que en las Tablas 3.3 y 3.4 se presenta la incorporación anual de potencia máxima y energía de las cargas singulares en el Sistema Nacional Interconectado. Se puede notar que al finalizar el periodo de análisis se incorporarán 634,9 MW correspondientes a cargas singulares, lo cual representa una demanda anual de energía de 4.294,95 GWh. La interconexión del SNI con el sector petrolero Ecuatoriano (Ep – Petroecuador) como parte del proyecto OGE (Optimización de la Generación Eléctrica), se convierte en la carga más representativa dentro del periodo 2015-2022, con la incorporación de 255 MW en el 2016 y una energía media estimada de 2.234 GWh..