ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
ESCUELA DE INGENIERÍA
PROPUESTA PARA LA ELIMINACIÓN DE LOS FACTORES DE
NODO EN LA EVALUACIÓN DE LAS TRANSACCIONES
COMERCIALES DE ENERGÍA EN EL MERCADO ELÉCTRICO
ECUATORIANO
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE
INGENIERO ELÉCTRICO
MARLON SANTIAGO CHAMBA LEÓN
DIRECTOR: DR. GABRIEL BENJAMÍN SALAZAR YÉPEZ
Quito, febrero 2007
I
DECLARACIÓN
Yo, Marlon Santiago Chamba León, declaro bajo juramento que el trabajo aquí
descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado 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
correspondiente a este trabajo, a la Escuela politécnica Nacional, según lo
establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la
normatividad institucional vigente.
Marlon Santiago Chamba León
II
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Marlon Santiago Chamba
León, bajo mi supervisión.
Dr. Gabriel Benjamín Salazar Yépez
DIRECTOR DEL PROYECTO
III
DEDICATORIA
A mis padres, ejemplo de constancia y sabiduría,
amigos incondicionales
A Gabriela y Daniela, mis hermanas queridas,
fuentes inagotables de ocurrencias,
cariños y motivación
A toda mi familia, por su apoyo incondicional
IV
AGRADECIMIENTO
Expreso mi sincero agradecimiento a las autoridades de la Escuela Politécnica
Nacional, por darme la oportunidad de formarme en sus aulas universitarias. A la
Carrera de Ingeniería Eléctrica, a sus autoridades, docentes y servidores en
general que en forma conjunta me brindaron su guía, conocimiento y apoyo.
Un reconocimiento a los profesionales que con inteligencia, visión, técnica y
experiencia acumulada a través de muchos años dieron su aporte en la
consecución de la investigación, especialmente al Dr. Gabriel Salazar,
DIRECTOR DE TESIS, quien con fé y abnegado esfuerzo supo orientar hasta
alcanzar la meta propuesta.
A los directivos del Centro Nacional de Control de Energía, CENACE, a través de
su Área de Investigación y Desarrollo, por darme la oportunidad y brindarme las
facilidades para la realización del presente trabajo. Un agradecimiento especial al
Ing. Víctor Hinojosa por la orientación y apoyo prestado.
En general a todas aquellas personas que han colaborado con la concreción del
mismo.
EL AUTOR
V
CONTENIDO
RESUMEN ............................................................................................................ IX
1
INTRODUCCIÓN ............................................................................................ 1
1.1
EL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO .............................................................................. 1
1.1.1
ESTRUCTURA DE SECTOR ELÉCTRICO ................................................................................ 2
1.2
EL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA ............................................................................... 3
1.3
BARRA DE MERCADO Y FIJACIÓN DE PRECIOS ................................................................. 4
1.4
FACTORES DE NODO DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA .......................................................... 6
1.5
COSTO MARGINAL DE LA ENERGÍA....................................................................................... 8
1.6
EFECTO EN LOS PRECIOS MARGINALES AL CAMBIO DE LA BARRA DE
REFERENCIA................................................................................................................................................. 8
1.7
LIQUIDACIÓN DE ENERGÍA ..................................................................................................... 10
1.7.1
LIQUIDACIÓN DE LAS TRANSACCIONES DE ENERGÍA DE DISTRIBUIDORES Y
GRANDES CONSUMIDORES ................................................................................................................. 10
1.7.2
LIQUIDACIÓN DE TRANSACCIONES DE ENERGÍA DE GENERADORES ...................... 13
1.7.3
REMUNERACIÓN VARIABLE AL TRANSMISOR ................................................................ 17
1.8
REFORMAS A LA LEY DEL RÉGIMEN DEL SECTOR ELÉCTRICO ............................... 20
1.9
CIERRE DE MERCADO............................................................................................................... 21
2
OBJETIVOS.................................................................................................. 24
2.1
PRESENTACIÓN DEL PROBLEMA .......................................................................................... 24
2.2
OBJETIVO GENERAL ................................................................................................................. 27
2.3
OBJETIVOS ESPECÍFICOS ........................................................................................................ 27
2.4
CONTENIDO DE LA TESIS ......................................................................................................... 27
2.5
CONTRIBUCIONES DEL TRABAJO ......................................................................................... 29
3
MÉTODOS DE ASIGNACIÓN DE PÉRDIDAS DE TRANSMISIÓN ............. 31
3.1
SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA ............................................................................... 31
3.2
OPERACIÓN Y EFECTOS DE LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN .................................. 32
3.3
ASIGNACIÓN DE PÉRDIDAS EN SISTEMAS DE TRANSMISIÓN ..................................... 33
3.4
MÉTODOS DE ASIGNACIÓN DE PÉRDIDAS ......................................................................... 35
3.4.1
MÉTODO PROPUESTO POR J. BIALEK ................................................................................. 36
VI
3.4.1.1
Descripción ......................................................................................................................... 36
3.4.1.2
Trazado de Electricidad ...................................................................................................... 37
3.4.1.3
Algoritmo de inyecciones de potencia ................................................................................ 38
3.4.1.4
Algoritmo de retiros de potencia......................................................................................... 41
3.4.2
MÉTODO DE PRORRATEO ...................................................................................................... 43
3.4.3
MÉTODO PROPUESTO POR KIRSCHEN ............................................................................... 44
4 APLICACIÓN DE LOS MÉTODOS DE BIALEK Y PRORRATEO EN LAS
LIQUIDACIONES DE TRANSACCIONES COMERCIALES ............................... 49
4.1
APLICACIÓN EN SISTEMAS ELÉCTRICOS DE PRUEBA .................................................. 50
4.1.1
SISTEMA DE CUATRO NODOS .............................................................................................. 50
4.1.1.1
Método de Bialek aplicando flujos gruesos ........................................................................ 51
4.1.1.2
Método de Bialek aplicando flujos netos ............................................................................ 57
4.1.1.3
Método de Bialek aplicando flujos medios ......................................................................... 63
4.1.1.4
Método de Prorrateo ........................................................................................................... 68
4.1.2
SISTEMA DE SEIS NODOS ....................................................................................................... 70
4.2
5
APLICACIÓN EN EL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO ................................... 76
ANÁLISIS DE RESULTADOS ...................................................................... 91
5.1
ANÁLISIS COMPARATIVO ........................................................................................................ 91
5.1.1
VARIABILIDAD DE LA SEÑAL DE PRECIO ........................................................................ 92
5.1.2
SEÑALES DE UBICACIÓN ....................................................................................................... 98
5.2
ANÁLISIS CUALITATIVO .......................................................................................................... 99
5.3
RESUMEN ..................................................................................................................................... 100
6
CONCLUSIONES ....................................................................................... 102
7
REFERENCIAS .......................................................................................... 106
ANEXOS ............................................................................................................ 109
ANEXO A: Despacho económico de corto plazo ...................................................................................... 109
ANEXO B: Sistema Nacional Interconectado ........................................................................................... 112
ANEXO C: Código Fuente de los Programas de Bialek y Prorrateo...................................................... 113
C.1
Método de Bialek: Flujos Gruesos ............................................................................................. 113
C.2
Método de Bialek: Flujos Netos ................................................................................................. 115
C.3
Método de Bialek: Flujos Medios .............................................................................................. 117
C.1
Método de Prorrateo ................................................................................................................... 119
ANEXO D: Resultados de la aplicación de las metodologías en el sistema nacional interconectado ... 120
D.1
Resultados para el día 21 de enero del 2006............................................................................... 120
D.2
Resultados para el día 22 de enero del 2006............................................................................... 125
D.3
Resultados para el día 19 de Julio del 2006................................................................................ 130
D.4
Resultados para el día 22 de Julio del 2006................................................................................ 135
D.5
Resultados para el día 23 de Julio del 2006................................................................................ 141
ANEXO E: Resultados de la aplicación de las metodologías con energía pactada en el mercado de
contratos en el sistema nacional interconectado ....................................................................................... 147
VII
E.1
E.2
E.3
E.4
E.5
E.6
Reporte de energía contratada .................................................................................................... 147
Resultados para el día 21 de enero del 2006............................................................................... 149
Resultados para el día 22 de enero del 2006............................................................................... 152
Resultados para el día 19 de julio del 2006 ................................................................................ 156
Resultados para el día 22 de julio del 2006 ................................................................................ 160
Resultados para el día 23 de julio del 2006 ................................................................................ 164
ANEXO F: Análisis de Resultados ............................................................................................................. 168
F.1
Análisis para el día 21 de Enero del 2006 .................................................................................. 168
E.2
Análisis para el día 22 de Enero del 2006 .................................................................................. 169
E.3
Análisis para el día 19 de Julio del 2006 .................................................................................... 170
E.4
Análisis para el día 22 de Julio del 2006 .................................................................................... 171
E.5
Análisis para el día 23 de Julio del 2006 .................................................................................... 172
LISTA DE FIGURAS
FIGURA 1-1: ESTRUCTURA DEL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA .................................................................. 4
FIGURA 1-2: CAMBIO DE REFERENCIA EN UN SISTEMA DE CUATRO NODOS .................................................... 9
FIGURA 2-1: COMPONENTES DE LOS PRECIOS DE VENTA Y COMPRA ............................................................ 25
FIGURA 3-1: SISTEMA ELÉCTRICO DE POTENCIA ........................................................................................... 31
FIGURA 3-2: CLASIFICACIÓN DE LOS MÉTODOS DE ASIGNACIÓN DE PÉRDIDAS ........................................... 34
FIGURA 3-3: EJEMPLO DE PRINCIPIO DE PROPORCIONALIDAD...................................................................... 36
FIGURA 3-4: EJEMPLO DE KIRSCHEN ............................................................................................................. 45
FIGURA 3-5: EJEMPLO DE KIRSCHEN CON COMMONS DELIMITADOS ............................................................. 46
FIGURA 3-6: GRÁFICO DIRECTO Y ACÍCLICO DEL EJEMPLO DE KIRSCHEN .................................................... 47
FIGURA 4-1: SISTEMA DE CUATRO NODOS (EJEMPLO DE BIALEK) .................................................................. 50
FIGURA 4-2: TRAZO DE FLUJOS MEDIOS (SISTEMA DE CUATRO NODOS) ....................................................... 64
FIGURA 4-3: SISTEMA DE SEIS NODOS (EJEMPLO DE GARVER) ..................................................................... 70
FIGURA 4-4: LIQUIDACIÓN TOTAL DEL SISTEMA............................................................................................. 84
FIGURA 4-5: COMPONENTE DEL PRECIO DE LA ENERGÍA EN EL MERCADO DE CONTRATOS .......................... 85
FIGURA 4-6: COMPONENTE DEL PRECIO DE LA ENERGÍA EN EL MERCADO DE CONTRATOS .......................... 86
FIGURA 4-7: LIQUIDACIÓN TOTAL DEL SISTEMA ACTIVANDO LOS CONTRATOS .............................................. 90
FIGURA 5-1: VARIABILIDAD DE LOS PRECIOS DE GENERACIÓN ...................................................................... 93
FIGURA 5-2: VARIABILIDAD DE LOS PRECIOS DE DEMANDA............................................................................ 93
FIGURA 5-3: GRÁFICO DE VARIACIÓN DE LOS PRECIOS DE CARGA CON RESPECTO DEL MÉTODO
TRADICIONAL .......................................................................................................................................... 95
FIGURA 5-4: GRÁFICO DE VARIACIÓN DE LOS PRECIOS DE GENERACIÓN CON RESPECTO DEL MÉTODO
TRADICIONAL .......................................................................................................................................... 97
VIII
LISTA DE TABLAS
TABLA 1-1: FACTORES Y PRECIOS NODALES.................................................................................................. 10
TABLA 4-1: FLUJOS DE POTENCIA ACTIVA DEL SISTEMA DE 4 NODOS ............................................................ 50
TABLA 4-2: DATOS DE GENERACIÓN Y CARGA DEL SISTEMA DE 4 NODOS ..................................................... 50
TABLA 4-3: ASIGNACIÓN DE PÉRDIDAS A LAS CARGAS (SISTEMA DE CUATRO NODOS) ................................. 54
TABLA 4-4: FACTORES GRUESOS Y PRECIOS NODALES (SISTEMA DE CUARTO NODOS) ............................... 56
TABLA 4-5: LIQUIDACIÓN CON FACTORES GRUESOS (SISTEMA DE CUATRO NODOS) .................................... 56
TABLA 4-6: ASIGNACIÓN DE PÉRDIDAS A LA GENERACIÓN (SISTEMA DE CUATRO NODOS) ........................... 60
TABLA 4-7: FACTORES NETOS Y PRECIOS NODALES (SISTEMA DE CUARTO NODOS) .................................... 62
TABLA 4-8: LIQUIDACIÓN CON FACTORES NETOS (SISTEMA DE CUATRO NODOS) ......................................... 62
TABLA 4-9: ASIGNACIÓN DE PÉRDIDAS A LA GENERACIÓN Y CARGA (SISTEMA DE CUATRO NODOS) .......... 66
TABLA 4-10: FACTORES MEDIOS Y PRECIOS NODALES (SISTEMA DE CUARTO NODOS) ................................ 66
TABLA 4-11: LIQUIDACIÓN CON FACTORES MEDIOS (SISTEMA DE CUATRO NODOS) ..................................... 67
TABLA 4-12: ASIGNACIÓN DE PÉRDIDAS A LA CARGA (SISTEMA DE CUATRO NODOS) ................................... 68
TABLA 4-13: FACTORES PRORRATEO Y PRECIOS NODALES (SISTEMA DE CUARTO NODOS) ......................... 69
TABLA 4-14: LIQUIDACIÓN CON FACTORES PRORRATEO (SISTEMA DE CUATRO NODOS).............................. 69
TABLA 4-15: FLUJOS DE POTENCIA ACTIVA DEL SISTEMA DE 6 NODOS ......................................................... 71
TABLA 4-16: DATOS DE GENERACIÓN Y CARGA DEL SISTEMA DE 6 NODOS .................................................. 71
TABLA 4-17: LIQUIDACIÓN DEL SISTEMA DE SEIS NODOS CONSIDERANDO FACTORES GRUESOS ................. 72
TABLA 4-18: LIQUIDACIÓN DEL SISTEMA DE SEIS NODOS CONSIDERANDO FACTORES NETOS ...................... 73
TABLA 4-19: LIQUIDACIÓN DEL SISTEMA DE SEIS NODOS CONSIDERANDO FACTORES MEDIOS .................... 74
TABLA 4-20: LIQUIDACIÓN DEL SISTEMA DE SEIS NODOS CONSIDERANDO FACTORES PRORRATEO............. 75
TABLA 4-21: GENERACIÓN Y DEMANDA ......................................................................................................... 77
TABLA 4-22: PRECIOS NODALES DE GENERACIÓN ......................................................................................... 78
TABLA 4-23: PRECIOS NODALES DE CARGA ................................................................................................... 79
TABLA 4-24: INGRESO ECONÓMICO DE LOS GENERADORES.......................................................................... 81
TABLA 4-25: PAGO DE LOS CONSUMIDORES .................................................................................................. 82
TABLA 4-26: REMUNERACIÓN AL TRANSMISOR .............................................................................................. 84
TABLA 4-27: INGRESO ECONÓMICO DE LOS GENERADORES ACTIVADOS LOS CONTRATOS DE ENERGÍA ...... 87
TABLA 4-28: PAGO DE LOS CONSUMIDORES ACTIVADO LOS CONTRATOS ..................................................... 88
TABLA 5-1: MEDIA Y VARIANZA DE LOS PRECIOS NODALES ........................................................................... 93
TABLA 5-2: VARIACIÓN DE LOS PRECIOS NODALES DE CARGA CON RESPECTO AL MÉTODO TRADICIONAL .. 95
TABLA 5-3: VARIACIÓN DE LOS PRECIOS NODALES DE GENERACIÓN CON RESPECTO AL MÉTODO
TRADICIONAL .......................................................................................................................................... 97
TABLA 5-4: RESUMEN COMPARATIVO DE LAS METODOLOGÍAS EVALUADAS .............................................. 101
IX
RESUMEN
La transformación del sector eléctrico ecuatoriano, ha puesto en los precios
nodales utilizados en las evaluaciones de las transacciones comerciales de
energía un eje importante del mercado eléctrico, de forma tal permitan que la
generación se desarrolle en un ambiente de competencia y faciliten la toma de
decisiones económicas correctas por parte de los consumidores, sean éstas en el
mercado spot como en el mercado de contratos.
En el mercado eléctrico ecuatoriano se utiliza como base los factores de nodo
para calcular los precios nodales, que sirven para las liquidaciones de
transacciones comerciales. Estos precios nodales se diferencian espacialmente
según las variaciones de las pérdidas de transmisión ante la inyección de
potencia nodal, las señales de estos precios no han logrado cubrir la totalidad de
cargos regulados del transportista, siendo necesaria la aplicación de cargos
complementarios.
Por otro lado, con la aplicación de las nuevas reformas a la Ley del Régimen del
Sector Eléctrico, los precios nodales con las componentes de energía y potencia
se unifican. Cuando se igualan estos precios nodales, el mercado eléctrico no
cierra financieramente debido a las pérdidas de transmisión. Es por esto, que se
requiere
repartir
las
pérdidas
de
transmisión
para
obtener
un
pago
complementario adicional que permita cubrir totalmente los costos por pérdidas de
transmisión.
La asignación de las pérdidas de transmisión entre los usuarios de la red es un
tema de discusión. Este proyecto de titulación pretende exponer y comparar el
fundamento teórico de algunas alternativas de asignación de pérdidas y reflejarlas
en los precios nodales. Además analizar la propuesta de eliminación de factores
de nodo desde el punto de vista de las liquidaciones de transacciones
comerciales; y, por último encontrar las ventajas y desventajas de los nuevos
precios nodales que resulten de la implementación de cada uno de los métodos
X
analizados. Los métodos planteados son: el propuesto por Bialek, el propuesto
por Kirschen y el de Prorrateo.
Para la comparación y evaluación de los métodos, se aplicaron en dos sistemas
eléctricos de prueba con características diferentes y se realizaron comparaciones
con respecto a la repartición de pérdidas, precios nodales y cierre financiero del
mercado. Luego, se analizaron y compararon las metodologías para el sistema
nacional ecuatoriano, bajo criterios de variabilidad de la señal de los precios
nodales y la contribución de las señales de ubicación proporcionadas por los
diferentes métodos. De estas comparaciones se obtuvieron resultados, ventajas y
desventajas entre ellos.
El presente trabajo de titulación no tiene como objetivo encontrar cuál es la mejor
metodología a utilizarse en el sistema eléctrico ecuatoriano, sino contribuir con la
identificación de sus características y la comparación entre ellas.
1
1 INTRODUCCIÓN
1.1 EL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO
Anteriormente el sector eléctrico ecuatoriano, se encontraba administrado técnica
y comercialmente por una sola entidad llamada INECEL. Bajo esta estructura la
generación y la distribución eran locales y los servicios se limitaban a zonas
geográficas bien definidas. Debido a la evolución de la tecnología y del mercado,
la industria eléctrica se concibió en un monopolio natural, lo que dio cabida a la
reforma del mismo.
Con esa orientación a partir de la década de los 90s empieza el proceso de
reforma con la promulgación de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, LRSE,
cuyos objetivos fueron los siguientes:
•
“Proporcionar al país un servicio de alta calidad y confiabilidad que
garantice su desarrollo económico y social.
•
Promover la competitividad de los mercados de producción de electricidad
y las inversiones de riesgo del sector privado para asegurar el suministro
de largo plazo.
•
Regular la transmisión y distribución de electricidad, asegurando que las
tarifas que se apliquen sean justas tanto para el inversionista como para el
consumidor.
•
Promover la realización de inversiones privadas de riesgo en generación,
transmisión y distribución de electricidad velando por la competitividad de
los mercados.” [1]
A partir del 1 abril de 1999 entra en vigencia el nuevo modelo de Mercado
Eléctrico Mayorista, MEM, con características básicas de competencia y
desregulación en la generación, transmisión centralizada y distribución por área
2
en régimen de monopolio, exceptuando los grandes consumidores e integrando al
sector privado.
Este modelo requiere de entidades que lo regulen, controlen y administren tanto a
nivel comercial como técnico, configurándose de esta manera la estructura del
sector eléctrico, con el objetivo de mejorar el Mercado Eléctrico Mayorista.
1.1.1
ESTRUCTURA DE SECTOR ELÉCTRICO
El sector eléctrico ecuatoriano se estructura de la siguiente manera:
•
El Consejo Nacional de Electricidad;
•
El Centro Nacional de Control de la Energía;
•
Las Empresas Eléctricas concesionarias de Generación;
•
La Empresa Eléctrica Concesionaria de Transmisión; y,
•
Las Empresas Eléctricas concesionarias de Distribución.
Las instituciones que realizan la operación, normalización, regulación y
administración del Sector Eléctrico Ecuatoriano son el Consejo Nacional de
Electricidad, CONELEC y el Centro Nacional de Control de Energía, CENACE.
El Consejo Nacional de Electricidad, CONELEC, es la entidad encargada del
control y regulación del sector eléctrico. Entre las principales funciones que tiene
a cargo se mencionan las siguientes:
•
Elaboración de planes para el desarrollo de la energía.
•
Emisión de regulaciones y control del sector eléctrico.
•
Aprobación de pliegos tarifarios.
•
Confiere concesiones, permisos, licencias a los agentes.
•
Supervisa el cumplimiento de la normativa.
El Centro nacional de Control de Energía, CENACE, corporación civil
independiente, es la encargada del manejo técnico y económico de la energía;
3
además tiene bajo su responsabilidad la operación del Mercado Eléctrico
Mayorista. Sus principales funciones son:
•
Planificación operativa de largo, mediano y corto plazo.
•
Establecer el despacho de generación al costo mínimo.
•
Supervisión a tiempo real del Sistema Nacional Interconectado.
•
Liquidación de las transacciones comerciales en el mercado spot y a
contratos.
•
Proveer información de los agentes del Mercado Eléctrico Mayorista, MEM.
1.2 EL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA
"El punto de encuentro de la institucionalidad y de las estructuras de negocio
constituye, en lo físico el sistema eléctrico de potencia y en lo comercial, el
Mercado Eléctrico Mayorista.” [1], mismo que puede realizar transacciones bajo
uno de estos dos esquemas:
Mercado Ocasional, comúnmente conocido como spot, en éste la producción y el
consumo de la energía se tasan temporalmente, y por ende los precios se
sancionan en forma horaria, en función del costo económico de producción en
base al precio marginal de corto plazo de los generadores o en base a precios,
medidos en un nodo físico definido en la red llamado “Barra de Mercado”. La
Barra de Mercado es el nodo donde se efectúa el despacho económico.
Mercado a Término, son contratos de compra y venta de potencia y energía
entre generadores y consumidores, es decir el vendedor asegura el precio para
una determinada cantidad de energía debido a la volatilidad de los precios en el
mercado spot producto de la inelasticidad de la demanda. Además, permite al
comprador asegurar su abastecimiento, de esta forma los vendedores pueden
asumir plenamente la responsabilidad de abastecimiento.
Los agentes que conforman el Mercado Eléctrico Mayorista son: generadores,
distribuidores, grandes consumidores y entidades que realizan actividades de
4
importación y exportación de energía. En la Figura 1-1, se puede observar la
estructura y organización del MEM y las diferentes transacciones que se realizan.
Regulador y
Supervisión
Despacho
Económico
G
G
G
MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA
Administración
Técnica y
Financiera
RED DE TRANSPORTE
GC
C
E
N
A
C
E
C
O
N
E
L
E
C
AG
D
D
D
Usuario Final
GC
Distribuidores con Sistemas No
Incorporados
Transacciones en Contratos a Plazo
G: Generadora
Transacciones en el Mercado Ocasional
D: Distribuidora
AG: Autogenerador
GC: Gran Consumidor
Figura 1-1: Estructura del Mercado Eléctrico Mayorista
1.3 BARRA DE MERCADO Y FIJACIÓN DE PRECIOS
En el artículo 11, sección 1 del capítulo III del Reglamento Sustitutivo al
Reglamento para el Funcionamiento del Mercado Eléctrico Mayorista (Reforma 8
de abril del 2004), se presenta el concepto claro de barra de Mercado y Fijación
de Precios, y explicita que “los precios de generación de energía en el Mercado
Eléctrico Mayorista (MEM), serán calculados en una barra eléctrica de una
subestación específica denominada "Barra de Mercado" asignada por el Consejo
Nacional de Electricidad (CONELEC), que sirve de referencia para la
determinación del precio. Los precios de la energía, en la barra de mercado, se
5
calculan a partir de los costos de generación divididos por los correspondientes
factores de nodo”. [2]
"El sistema nodal dentro del funcionamiento en un mercado eléctrico mayorista,
se constituye en una metodología eficiente para la determinación de precios de la
energía eléctrica tanto temporal como espacialmente. El valor de la energía varía
según la hora o tiempo de producción así como el lugar donde es producida o
utilizada. El concepto de precio de la energía en un nodo del sistema de
transmisión refleja entonces el costo de producción en cierto instante y el costo de
transportarla hasta dicho nodo. Adicionalmente, el sistema nodal proporciona la
viabilidad requerida tanto para la contratación de energía cuanto para la
liquidación de transacciones al permitir valorar la energía en los puntos de
inyección y retiro.
El costo marginal de la energía del sistema fija el precio del mercado que los
compradores están dispuestos a pagar y el precio con el que se remunera a los
vendedores del MEM.
El valor de la energía varía en función del tiempo y el lugar donde es producida o
utilizada. El sistema nodal es adecuado para la fijación temporal y espacial del
precio de la energía." [3]
La barra de mercado donde se realiza el despacho óptimo en el sistema
ecuatoriano es Pascuales 230 kV, nodo muy cercano al centro de carga. El Precio
del Mercado referido a la barra de mercado, resulta de llevar el precio de la
energía al centro de carga, mediante la aplicación del correspondiente factor de
nodo horario. Los generadores están sujetos a cobrar su energía a Precio de
Mercado, fijando éste con la máquina que produzca la energía más cara, así las
generadoras que produzcan energía más barata tendrán un beneficio adicional.
"Los precios nodales de energía en todos los puntos de la red, se obtienen a partir
del Precio de Mercado multiplicado por su factor de nodo. Los generadores
6
cobran y los consumidores pagan la energía que producen o consumen a su
respectivo precio nodal.
En consecuencia, los factores de nodo son los vínculos esenciales en la
determinación de precios en cada nodo y vinculan también eléctricamente a los
agentes a través de la red de transmisión. Los factores nodales varían hora a hora
en función de la variación del despacho y están influenciados fuertemente por la
configuración del sistema de transmisión. Estos factores son una herramienta que
lleva implícita gran información, ya que además de dar señales adecuadas para la
valoración espacial de la energía, dan también señales de cómo está distribuida
tanto la carga como la generación dentro de un sistema y dónde sería factible la
instalación de nueva generación." [3]
1.4 FACTORES DE NODO DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA
El articulo 12, sección 1, capítulo III del Reglamento Sustitutivo al Reglamento
para el Funcionamiento del Mercado Eléctrico Mayorista (Reforma 8 de abril del
2004), define al factor de nodo como: “factor de nodo, de un nodo de la red de
transmisión, es la variación que tienen las pérdidas marginales de transmisión
producidas entre dicho nodo y la barra de mercado ante una variación de la
inyección o retiro de potencia en ese nodo. Por definición, el factor de nodo de la
barra de mercado es igual a 1.0. Los Factores de nodo serán calculados por el
Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) en base a la metodología
aprobada por el Consejo Nacional de Electricidad (CONELEC)". [2]
Otras definiciones de Factor de Nodo dan cuenta de:
Variación de las pérdidas marginales de transmisión producidas entre un nodo y
la barra de mercado ante una variación de la inyección o retiro de potencia en ese
nodo. [4]
Relación entre el precio de la energía puesta en ese punto y el precio de la
energía en el centro de carga (Barra de Mercado). [4]
7
Factor que penaliza el costo de llevar o traer la energía de un generador o de una
carga a o desde la barra de mercado, este factor incluye las pérdidas marginales
de transmisión ante una variación de la inyección de generación o del retiro de
carga en dicho nodo con respecto al nodo de referencia. [4]
En general, el factor de nodo representa el cambio o variación de las pérdidas en
el sistema de transmisión cuando existen cambios en la demanda o en la
generación de los nodos del sistema eléctrico de potencia. Matemáticamente se
puede expresar de la siguiente forma:
 ∂Pérdidas 

Fni = 1 ± 
∂Pi


(1-1)
Donde:
Fn
i
Factor de Nodo en el nodo i.
∂Pérdidas
Variación de Pérdidas totales en el sistema de transmisión.
∂Pi
Variación de Potencia Inyectada o retirada en el nodo i.
 ∂Pérdidas 


∂Pi


Pérdidas marginales debido a la variación de potencia en el
nodo i.
“El precio de la energía varía a lo largo de la red debido a que quien la usa en ese
lugar está asumiendo implícitamente el pago de pérdidas hasta el centro de
carga. En general, los factores de nodo son menores a 1 para nodos de
generación o exportadores y mayores a 1 para nodos de carga o importadores."
[3].
8
1.5 COSTO MARGINAL DE LA ENERGÍA
Se entiende al “costo marginal de la energía en un nodo del sistema eléctrico”,
como la valoración de los costos totales de operación respecto de la variación de
la potencia en el nodo por concepto de inyección y retiro de potencia; representa
además el costo de abastecer la unidad más demandada. Lo antedicho se puede
observar en la siguiente ecuación:
∂C i
= λ × Fni = ρ i
∂Pg i
(1-2)
Donde:
∂C i
∂Pg i
Variación de los costos de operación en el nodo i con respecto a la
variación la potencia en el nodo i.
λ
Costo marginal del Sistema.
ρi
Precio de la energía en el nodo i.
A partir del modelo de despacho económico1 de corto plazo presentado en el
Anexo A, el costo marginal de la energía para el nodo i puede expresarse como:
ρ i = λ × Fni
(1-3)
Donde:
Fn
i
Factor de Nodo en el nodo i.
1.6 EFECTO EN LOS PRECIOS MARGINALES AL CAMBIO DE LA
BARRA DE REFERENCIA
Cuando se cambia la barra de referencia, cambia el costo de mercado y los
factores de nodo, pero no los precios nodales. De esta manera el precio nodal
1
Es la asignación específica de carga a las unidades de generación para lograr el suministro de energía de
mayor economía en condiciones de confiabilidad, atendiendo las variaciones de la oferta y la demanda.
9
para la barra k es el mismo calculándolo con respecto a la barra de referencia a o
a la barra de referencia b, es decir:
ρ k = λ a × Fnk , a = λb × Fnk ,b
(1-4)
Donde.
Fn k ,a
Factor de Nodo del nodo k con respecto a la barra de referencia a.
Fnk ,b
Factor de Nodo del nodo k con respecto a la barra de referencia b.
Los factores de nodo con respecto a la nueva referencia, no solicitan ser
recalculados a través de nuevos flujos de potencia, sino que se pueden
determinar directamente de los factores nodales de la referencia inicial. A través
de la siguiente expresión:
Fn k ,b =
Fn k ,a
Fnb ,a
(1-5)
El siguiente sistema de cuatro nodos ejemplifica el cambio de referencia del nodo
1 al 2.
Figura 1-2: Cambio de referencia en un sistema de cuatro nodos
10
En la Tabla 1-1 se muestran los factores de nodos con respecto a las barras de
referencia a y b; y los precios nodales. Para este ejemplo se han determinado los
valores de costo energía en los diferentes nodos de referencia como:
λ a = 2,0[$ / MWh ] y λb = 2,169[$ / MWh ] .
Tabla 1-1: Factores y precios nodales
Barra
1
2
3
4
REFERENCIA a (nodo1)
Fni,a
Precio i
1
2,000
1,0844
2,169
1,0988
2,198
1,0848
2,170
REFERENCIA b (nodo 2)
Fni,b
Precio i
0,9222
2,000
1
2,169
1,0133
2,198
1,0004
2,170
Como se puede observar en la Tabla 1-1, los precios nodales no cambian con el
cambio de la barra de referencia, pero se puede apreciar que los factores nodales
y los costos de energía en la barra de referencia si lo hacen.
1.7 LIQUIDACIÓN DE ENERGÍA
En la Ley del Régimen de Sector Eléctrico y el Reglamento para el
Funcionamiento del Mercado Eléctrico Mayorista, se especifica que las
transacciones comerciales entre los agentes del MEM las debe realizar el
CENACE, evaluando y liquidando las transacciones de energía realizadas en el
Mercado Ocasional y en el de Contratos, contemplando la remuneración a los
Generadores y Exportadores, el pago de los Distribuidores e Importadores y la
remuneración a la Empresa de Transmisión. Todos estos agentes están sujetos al
pago por penalizaciones y servicios prestados por el MEM.
1.7.1
LIQUIDACIÓN
DE
LAS
TRANSACCIONES
DE
ENERGÍA
DE
DISTRIBUIDORES Y GRANDES CONSUMIDORES
La energía horaria recibida por cada distribuidor y gran consumidor en su nodo de
intercambio con el MEM, se determina como resultado del sistema de medición
comercial y se registra en la base de datos del CENACE junto con los contratos
11
de energía pactada con los generadores; sobre esta base se puede conocer la
curva de carga horaria que sirve para las transacciones comerciales.
Los Distribuidores y Grandes Consumidores, pagan por la energía recibida hora a
hora en el Mercado Ocasional, al costo económico marginal instantáneo,
considerando la energía recibida en el nodo de compra menos la energía efectiva
de contratos. Lo expuesto se lo detalla en la siguiente expresión:
Ermoi h = Eri h − Erc h
(1-6)
Donde:
Ermoi h
Energía pagada en el mercado ocasional en el nodo i a la hora h.
Eri h
Energía recibida en el nodo i a la hora h.
Erc h
Energía pactada en el mercado spot a la hora h.
El pago energía de los distribuidores en el nodo i del sistema en la hora h, se la
puede determinar de la siguiente manera:
PErmoi h = Ermoi h × λ h × Fni h
(1-7)
Donde:
PErmoi h
Pago de energía en el nodo i a la hora h.
Ermoi h
Energía pagada en el mercado ocasional en el nodo i a la hora h.
λ h × Fni h
Costo marginal de la energía en el nodo i a la hora h.
λh
Costo marginal del sistema a la hora h.
Fni h
Factor de Nodo en el nodo i a la hora h.
Cuando los distribuidores o grandes consumidores no consumen la energía
acordada con los agentes generadores en el mercado de contratos a plazo, el
excedente puede ser liquidado en el mercado ocasional en el nodo de mercado al
costo marginal. Para determinar la energía que va hacer vendida por el
12
distribuidor o gran consumidor j al MEM, el CENACE procede de la siguiente
manera:
Evmo j h = Erc j h − Er j h
(1-8)
Donde:
Evmo j h
Energía vendida en el mercado ocasional por el consumidor j a la
hora h.
Er j h
Energía recibida por el consumidor j a la hora h.
Erc j h
Energía pactada en el mercado a contratos por el consumidor j a la
hora h.
El pago que recibe el distribuidor o gran consumidor j, por los excedentes de
energía vendidos en el mercado ocasional son liquidados en base a la siguiente
expresión:
PEvmo j h = Evmo j h × λ h × Fnh
(1-9)
Donde:
PEvmo j h
Pago por excedentes de energía al consumidor j a la hora h.
Evmo j h
Energía pagada en el mercado ocasional al consumidor j a la hora h.
λ h × Fnh
Costo marginal de la energía en la barra de mercado a la hora h.
λh
Costo marginal del sistema a la hora h.
Fn h
Factor de Nodo en la barra de mercado j a la hora h.
En el MEM existen distribuidores que reciben la energía en distintos nodos y los
valores de energía transados en el mercado en forma de contratos y ocasional; lo
expuesto implica calcular el factor de nodo ponderado que representa al
distribuidor y con el cual se procederá a liquidar la energía. Así para una hora el
factor de nodo ponderado se calcula de la siguiente manera:
13
k
∑ ( Fn
Fnp jh =
p =1
ji , h
× Er ji ,h )
(1-10)
k
∑ Er
p =1
ji , h
Donde:
Fnp jh
Factor de Nodo Ponderado del distribuidor j a la hora h.
Fn ji ,h
Factor de Nodo del distribuidor j en el nodo i a la hora h.
Er ji ,h
Energía recibida por el distribuidor j en el nodo i a la hora h.
Er ji ,h
Número de puntos de reopción del distribuidor j a la hora h.
Los agentes distribuidores y grandes consumidores pueden ser responsables por
alguna Restricción Operativa que afecta directamente al despacho económico
previsto y debido a esto deben pagar sobrecostos producidos por la entrada o
salida de una unidad de generación. En caso de existir varios responsables en la
restricción se dividirá el sobrecosto total entre estos.
1.7.2
LIQUIDACIÓN
DE
TRANSACCIONES
DE
ENERGÍA
DE
GENERADORES
La energía horaria entregada por el generador en su nodo2 de intercambio con el
MEM, es el resultado del sistema de medición comercial registrado en la base de
datos del CENACE junto con los contratos de energía pactada con los
distribuidores, situación que permite conocer la curva de carga horaria que sirve
para la evaluación de las transacciones comerciales.
Los Generadores reciben una remuneración por venta de energía hora a hora en
el mercado ocasional descartando el consumo de auxiliares; es decir, en el punto
de frontera asignado, sin considerar la energía pactada en contratos. Lo expuesto
se lo modela a continuación:
Enmoi h = Enei h − Ec h
2
(1-11)
Conocida también como energía neta o energía vendida sin consumo de auxiliares.
14
Donde:
Enmoi h
Energía neta entregada en el mercado Ocasional por el
generador en el nodo i a la hora h.
Enei h
Energía neta entregada por el generador en el nodo i a la hora
h.
Ec h
Energía contratada a la hora h.
La remuneración por venta de energía a los generadores en el mercado ocasional
se la evalúa al precio marginal, por concepto de entrega de energía al MEM en su
punto de frontera, de la siguiente manera:
PEnmoi h = Enmoi h × λ h × Fni h
(1-12)
Donde:
PEnmoi h
Remuneración al generador en su nodo i a la hora h.
Enmoi h
Energía neta vendida por el generador en su nodo i a la hora h.
λ h × Fni h
Costo marginal de la energía en el nodo i a la hora h.
λh
Costo marginal del sistema a la hora h.
Fni h
Factor de Nodo en el nodo i a la hora h.
Respecto al predespacho económico, éste establece las unidades generadoras
que entrarán a operar con los valores aproximados de energía tomando en cuenta
la clase de día como feriado u ordinario. De esta manera, cuando un generador es
despachado por una restricción operativa o se mantiene funcionando debido a
una inflexibilidad y el costo de funcionamiento es mayor al costo del mercado,
éste no será remunerado al costo marginal instantáneo, sino a su costo variable
declarado siempre y cuando éste no sea inferior al costo marginal. Lo expuesto se
representa en la siguiente expresión:
PEnmoi h = Ebmoi h × Coih × Fni h
(1-13)
15
Donde:
PEnmoi h
Remuneración al generador i a precio distinto del mercado.
Ebmoi h
Energía bruta destinada a cubrir la restricción o la inflexibilidad.
Coih
Costo operativo declarado por el generador antieconómico i.
Fni h
Factor de nodo del generador i a la hora h.
Esta práctica produce los sobrecostos que serán cubiertos por el agente del MEM
y servirán para compensar al Generador no-económico que entró a operar por
una restricción operativa; en cambio, si es por inflexibilidad no recibirá pago
alguno. Estos sobrecostos son calculados así:
SCOih = Enmoih × Fnih × Coih − Eneih × Fnih × λ h
(1-14)
Donde:
SCOih
Sobrecosto por restricción o inflexibilidad operativa del generador i a
la hora h.
Enmoih
Energía neta entregada por el generador i a la hora h.
Fnih
Factor de Nodo del generador i a la hora h.
Coih
Costo operativo declarado por el generador no-económico i.
Eneih
Energía neta entregada por el generador i a la hora h.
λh
Costo marginal del sistema a la hora h.
Estos sobrecostos serán cubiertos según lo establece la regulación vigente sobre
Restricciones e Inflexibilidades Operativas (Resolución No. 068/00. CONELEC –
002/00),
en el que se menciona que los sobrecostos producidos por
inflexibilidades operativas serán cubiertos por todos los agentes que retiren
energía del Mercado en las horas en las que estuvieron operando las unidades
inflexibles. Disposición que otorgó un plazo de doce meses para la aplicación de
los sobrecostos producidos por inflexibilidades operativas, luego de haber iniciado
el funcionamiento oficial del MEM.
16
El CENACE, con el propósito de hacer cumplir esta disposición transitoria,
determinará la cantidad de energía retirada por cualquier agente: Distribuidor,
Generador, Gran Consumidor o la Empresa de Transmisión en las horas en las
que estuvieron operando las unidades inflexibles. Con esta información
determinará el porcentaje de energía que cada Agente retira del Mercado en esas
horas. Con estos datos procederá a repartir los sobrecostos producidos por las
Inflexibilidades en forma proporcional al porcentaje calculado. [5]
Por otra parte, cuando los generadores no pueden cumplir con los contratos de
energía pactados con los consumidores, éstos deben comprar energía en el
mercado ocasional en la barra de mercado. La cantidad de energía necesaria
para cumplir con lo estipulado en el mercado a contratos, se detalla a
continuación:
ECmoi h = Eci h − Enei h
(1-15)
Donde:
ECmoi h
Energía comprada en el mercado ocasional por el generador i a la
hora h.
Eci h
Energía negociada en el mercado a contratos por el generador i a la
hora h.
Enei h
Energía neta entregada por el generador i a la hora h.
El pago que deben realizar los generadores por energía patada en el mercado a
contratos por los distribuidores se lo hace al costo marginal instantáneo, a precio
de la energía en la barra de mercado. Para una determinada hora el generador i
debe pagar:
PECmoi h = ECmoi h × λ h × Fn h
(1-16)
Donde:
PECmoi h
Pago por la energía comprada en el mercado ocasional del
generador i a la hora h.
17
ECmoi h
Energía comprada por el generador i a la hora h.
λh
Costo marginal de la energía a la hora h.
Fn h
Factor de nodo en la barra de mercado a la hora h.
Refiriéndonos a los pagos y cobros por concepto de energía comprada o vendida
en el MEM por lo agentes generadores, éstos obedecen a algunas cláusulas que
deben cumplirse como:
•
Cuando un generador no es despachado pero consume energía para
alimentar sus sistemas secundarios (auxiliares), éste es pagado a costo
marginal instantáneo representado por el precio de la energía horaria en la
barra de mercado.
•
Cuando un generador entra oficialmente a operar con el propósito de
efectuar pruebas, éste no representa confiabilidad en la continuidad y
calidad del servicio. Sendo así, esta energía no es remunerada, pero el
beneficio económico es asignado al agente que, según el despacho
económico, deja de generar para permitirle operar al generador que está
realizado dichas pruebas. La sanción mencionada anteriormente, es válida
también para un generador que entra sin haber sido despachado o sin
autorización.
1.7.3
REMUNERACIÓN VARIABLE AL TRANSMISOR
La Remuneración Variable al Transmisor, RVT, se determina como la diferencia
entre pagos totales de los agentes consumidores de energía a una determinada
hora al precio marginal horario y los ingresos totales de los agentes generadores
por la venta de energía en esa hora y al mismo precio. La RVT para una hora
queda determinada de la siguiente manera:
Nd
Ng
i =1
j =1
RVTh = ∑ Pd ih ρ ih −∑ Pg jh ρ jh
(1-17)
18
Donde:
RVTh
Es la remuneración variable al transmisor a la hora h.
Nd
Es el número de demandas en el sistema.
Ng
Es el número de generadores en el sistema.
ρ
Es el precio nodal de la energía del nodo i o j a la hora h.
Pd ih
Es la potencia de la demanda i a la hora h.
Pg jh
Es la potencia del generador j a la hora h.
La Remuneración Variable al Transmisor se obtiene de los dos mercados:
Mercado Ocasional ( RVTmo ) y los valores imputables del Mercado de Contratos a
Plazo ( RVTmc ). Para el ocasional se determina con la energía negociada a costo
marginal, de la siguiente manera:
Nd
Ng
i =1
j =1
RVTmo h = ∑ Pdmoih ρ ih −∑ Pgmo jh ρ jh
(1-18)
Donde:
RVTmo h
Es la remuneración variable al transmisor en el mercado ocasional a
la hora h.
Nd
Es el número de demandas en el sistema.
Ng
Es el número de generadores en el sistema.
ρ
Es el precio nodal de la energía del nodo i o j a la hora h.
Pdmoih
Es la potencia de la demanda i en el mercado ocasional a la hora h.
Pgmo jh
Es la potencia del generador j en el mercado ocasional a la hora h.
19
En cambio el pago por RVT en mercados a contratos se especifica como la
diferencia entre la RVT en una hora (energía a contratos más la energía en el
mercado ocasional) y la RVT en el mercado ocasional, de la siguiente manera:
RVTmc h = RVTh − RVTmoh
Donde:
RVTmc h
Es la remuneración variable al transmisor en el mercado de
contratos a la hora h.
RVTh
Es la remuneración variable al transmisor total a la hora h.
RVTmoh
Es la remuneración variable al transmisor en el mercado ocasional a
la hora h.
El valor a liquidarse en mercados a contratos será obtenido sumando los pagos
que hacen los agentes que compren energía en éste mercado evaluado a costo
marginal:
 Ec jh × Fn jh × λ h
RVT jh = RVTmc h × 
ETc h




(1-19)
Donde:
RVT jh
Remuneración Variable al Transmisor en el mercado a contratos del
agente comprador j a la hora h.
RVTmch
Remuneración Variable al Transmisor en el mercado a contratos ala
hora h.
Ec jh
Energía contratada por el agente comprador j a la hora h.
Fn jh
Factor de Nodo del agente comprador j a la hora h.
λh
Costo marginal a la hora h.
ETch
Energía total pactada en contratos a la hora h.
20
En el MEM existen pagos y cobros al agente transmisor y obedecen a diferentes
circunstancias que se detallan a continuación:
•
Cuando el transmisor es responsable por restricciones operativas que
impliquen la entrada o salida de una unidad de generación que no se
encontraba prevista para el despacho económico, éste debe pagar los
sobrecostos producidos o dividirlos entre el número de responsables.
•
Cuando las subestaciones del transmisor consumen energía debe pagar al
precio marginal en el mercado ocasional.
1.8 REFORMAS A LA LEY DEL RÉGIMEN DEL SECTOR
ELÉCTRICO
El congreso aprobó el 3 de agosto del 2006 el proyecto de reformas a la ley
eléctrica emitida por el poder ejecutivo con el carácter de economía urgente. Esta
reforma sustituyó y eliminó algunos artículos de la Ley del Régimen del Sector
Eléctrico, entre los que se encuentran los artículos del Capítulo VII de Mercados y
Tarifas.
El último inciso del artículo 46 fue eliminado y el primero fue sustituido, por el
siguiente texto: “En el Mercado Eléctrico Mayorista, los contratos a plazo son los
que libremente o mediante concurso público se acuerdan entre generadores y
grandes consumidores y los que celebren los generadores y distribuidores, por un
plazo mínimo de un año y a ser cumplidos a través del Centro Nacional de Control
de Energía.”
Así mismo el artículo 47 fue sustituido por el siguiente: “Los generadores podrán
vender energía en el mercado ocasional. Los generadores, distribuidores y
grandes consumidores podrán, por su parte, comprar en el mercado ocasional. El
Centro Nacional de Control de Energía, CENACE, comunicará a todos quienes
intervengan en el mercado, el precio de venta de la energía para cada período
horario, determinado como el costo marginal horario. Este precio será igual para
todas las ventas realizadas durante el período de que se trate. A este precio se
21
agregará el valor del cargo de capacidad o potencia establecido en el reglamento
correspondiente, siempre y cuando esta potencia no esté comprometida en
contratos.
Las transacciones en dicho mercado se ajustarán a las siguientes reglas:
a) Las ventas que realicen los generadores serán las que resulten de la
generación de las unidades que despache el CENACE, conforme lo
establece esta Ley; y,
b) Las compras que realicen los generadores, distribuidores y grandes
consumidores en el mercado ocasional se valorizarán al precio marginal
horario que fije el CENACE.”
Lo expuesto anteriormente, reemplazo al Capítulo VII, artículo 46 de la Ley del
Régimen del Sector Eléctrico, que señalaba:”… El Centro Nacional de Control de
Energía, CENACE, comunicará a todos quienes intervengan en el mercado, el
precio de venta para cada período horario, sobre la base del costo económico
marginal instantáneo de corto plazo y el cargo de potencia que corresponderá a
los costos fijos de la central de generación marginal, que resulte de la operación
en tiempo real del sistema nacional interconectado. El precio así establecido será
uniforme para todas las ventas realizadas durante el período de que se trate”.
En resumen, el artículo 47 menciona que el CENACE comunicará los precios
iguales de venta de energía para cada período horario, eliminando de esta
manera que los precios establecidos para las ventas de energía sean uniformes.
1.9 CIERRE DE MERCADO
Como se conoce, los factores de nodo sirven para calcular los precios nodales y
proceder a liquidar la energía entre los agentes del MEM. Con esta formulación de
precios nodales, la diferencia de cobros a las demandas y pagos a los
22
generadores, produce una diferencia conocida como la remuneración variable al
transmisor; matemáticamente representada en (1-17).
Como se había visto en el acápite 1.8, en la Ley del Régimen del Sector Eléctrico
se propone que los precios nodales serán iguales; en esa perspectiva, la
componente de energía tendrá el mismo valor para todas las compras y ventas de
energía en el mercado ocasional en esa hora y serán iguales al costo marginal
horario, es decir:
ρi = λ
∀ los nodos i de la red
(1-20)
Ésta igualdad, determina que en las liquidaciones horarias de energía exista una
diferencia negativa entre los cobros a las demandas y pagos a los generadores;
es decir, que la Remuneración Variable al transmisor resulta ser el valor de las
pérdidas totales del sistema valoradas a costo marginal horario; así:
Nd
Ng
i =1
j =1
∑ Pd i λ −∑ Pg j λ = −λ PL
(1-21)
Donde:
PL
Potencia de las pérdidas totales de transmisión.
Al valorar la energía de cada barra del sistema a su costo marginal se originan
señales económicas correctas para el corto y largo plazo; a pesar de ello, esto
resulta en un cobro adicional de las pérdidas del sistema de aproximadamente el
100%; lo que es más, las pérdidas son remuneradas alrededor de dos veces;
remuneración por pago de perdidas que no permite un correcto cierre financiero:
∆ m = −λ PL
(1-22)
Donde:
∆m
Es el delta de dinero que no permite el cierre financiero de esa hora.
23
Para eliminar el delta de dinero que no permite el cierre financiero y logra que la
diferencia entre cobros y pagos sea nula, es necesario repartir las pérdidas de
transmisión entre los agentes del MEM que usan la red de transmisión. Por ello, al
precio de energía se le adicionará una componente que tendrá relación con la
asignación de las pérdidas en el nodo i, de la siguiente manera:
ρ i = λ ± η i , pérdidas
(1-23)
Donde:
η i , pérdidas
Es la componente del precio que refleja la asignación de las
pérdidas en el nodo i.
El signo ± presente de la expresión anterior, depende de la asignación de
perdidas, pues pueden ser repartidas a los generadores (-), a las demandas (+) o
a ambos actores de la liquidación en el mercado ( ± ).
Cuando los precios nodales tienen las componentes de repartición de pérdidas, la
diferencia
del merchandise surplus3 es nula, provocando un cierre financiero
correcto en el mercado; esto implica que la remuneración total de los cargos al
transporte, debe realizarse por un método distinto; así:
Nd
Ng
i =1
j =1
∑ Pd i λ −∑ Pg j λ = 0
(1-24)
Existen varios métodos para repartir las pérdidas. En el capitulo tres se detallan
algunos de los métodos que sirven para la asignación de pérdidas. Cuatro de
ellos serán analizados y comparados
3
Diferencia entre cobros de la generación y pagos de los consumidores.
24
2 OBJETIVOS
2.1 PRESENTACIÓN DEL PROBLEMA
La determinación de los precios de energía para las transacciones que ocurren en
el mercado spot ecuatoriano, se realiza considerando una diferenciación espacial
a través de los factores de nodo que son factores que indican la variación en las
pérdidas de transmisión de toda la red ante la inyección de potencia unitaria en un
nodo determinado. Este método ha sido justificado bajo el criterio de
responsabilidad de cada una de las inyecciones nodales sobre las pérdidas en la
red de transmisión.
Esta diferenciación espacial de los precios nodales, procura enviar señales acerca
de la ubicación adecuada de generación y demanda en la red de transporte,
asimismo procura enviar señales de uso temporal eficiente de la energía eléctrica
a los consumidores. Estos postulados no se han cumplido en muchos de los
países que adoptaron un sistema de tarifación de la energía para entregas y
retiros basándose en precios nodales.
Dentro de las reformas a la Ley de Régimen del Sector Eléctrico que fueron
aprobadas por el Congreso Nacional y publicadas en el Registro Oficial No.364 de
26 de septiembre de 2006, consta el siguiente texto: Al final del Art. 47 se añade
un párrafo que dirá: “El Centro Nacional de Control de Energía –CENACE–
comunicará a todos quienes intervengan en el mercado el precio de venta de la
energía para cada período horario, sobre la base del costo económico marginal
instantáneo de corto plazo. El precio así establecido será igual para todas las
ventas realizadas durante el período de que se trate”.
En primer lugar existe la necesidad de definición del precio para las compras
realizadas durante el mismo período y por otro lado, de suponerse precios iguales
para las compras y ventas, es necesario establecer un mecanismo de cierre
financiero, pues debido a las pérdidas de transmisión no es posible el cierre
25
financiero considerando precios iguales en todos los nodos y es necesario aplicar
un método de asignación de pérdidas en la red de transmisión.
Figura 2-1: Componentes de los precios de venta y compra
En el estado del arte existen muchos métodos que realizan una repartición de las
pérdidas en la red entre los agentes del mercado o, de manera más general, entre
las inyecciones nodales. Muchos de estos métodos tratan de realizar, de formas
más o menos detalladas, una descomposición de los flujos de potencia y, por lo
tanto de las pérdidas de transmisión entre todas las inyecciones nodales.
Es necesario considerar un aspecto importante, cual es el de la existencia de dos
tipos de transacciones en el mercado, unas de corto plazo en el mercado spot y
otras en el mercado de contratos. Este particular debe ser considerado para
validar la aplicación de uno u otro método de repartición de pérdidas.
La tarifación marginalista de la red de transporte, como es bien sabido, resulta
insuficiente de la sola derivación de la diferencia entre cobros y pagos a precios
nodales diferenciados espacialmente, lo cual conlleva la aplicación de otros
métodos de repartición de la diferencia conocida como “cargo complementario”,
tal como se muestra en la ecuación (2-1).
26
CC = I T − RVT
Donde:
CC
IT
RVT
(2-1)
Cargo Complementario.
Ingresos totales por peaje de transmisión
Remuneración Variable al Transmisor.
Estos métodos muchas veces no obedecen a criterios técnicos ni económicos
muy sólidos. Los pioneros en la formulación de los precios nodales (precios
marginales de corto plazo), justificaban la diferencia entre cobros y pagos como la
remuneración al transportista, en estricto sentido, los precios nodales no pueden
reflejar un ingreso para el transportista únicamente porque estos costos de
transmisión no se modelan en la función objetivo de corto plazo de la cual se
derivan los precios nodales. En resumen, la asignación de la diferencia de cobros
y pagos al transportista no se fundamenta en un principio económico sólido y,
nada más, se utiliza como un elemento que permite el cierre financiero del
mercado.
La tarifación de la red debe ser realizada a través de algún método que indique el
nivel de uso que cada agente realiza de este recurso, las características de la
etapa de transmisión hacen que la componente de costos fijos sea predominante,
lo cual indica que un método de tarifación de la red podría aplicarse para la
totalidad de los costos regulados de transmisión.
El principal problema en los mercados desregulados es obtener tarifas de
transmisión que reflejen las condiciones actuales de operación del sistema, y al
mismo tiempo, proveer una apropiada remuneración para la empresa de
transmisión. En el estado del arte se discute que la remuneración variable al
transmisor no debería usarse para fijar la renta al transmisor debido a que: es
altamente
volátil,
envía
señales
perversas
ya
que
se
tiene
mayores
remuneraciones por pérdidas y restricciones en la red y no se logran recuperar los
costos de inversión de la red de transporte.
27
2.2 OBJETIVO GENERAL
Evaluar técnica y económicamente el impacto de la propuesta de eliminación de
factores de nodo y evaluar diferentes metodologías de repartición de las pérdidas
de transmisión.
2.3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
•
Realizar un análisis comparativo de la metodología actual de liquidación de
las transacciones considerando factores de nodo frente a alternativas de
repartición de las pérdidas de transmisión utilizando métodos alternativos.
•
Determinar cuáles serían los efectos para un productor y un consumidor
para cada uno de los métodos de repartición de las pérdidas de
transmisión, con el propósito de obtener un cierre financiero en el mercado
de transacciones comerciales.
•
Realizar un análisis técnico – económico de las distintas metodologías de
repartición de las pérdidas de transmisión, tanto para el mercado spot
como para los contratos bilaterales a término.
2.4 CONTENIDO DE LA TESIS
El documento del proyecto de titulación está estructurado en los siguientes
capítulos:
El capítulo 1: Introducción, muestra una breve descripción sobre el Sistema
Eléctrico Ecuatoriano su Institucionalidad y las diferentes estructuras con sus
funciones regulatorias. Aborda también, conceptos generales sobre la tarifación
marginalista y factores de nodo de energía eléctrica para entender los conceptos
de despacho económico, precios nodales y liquidaciones de transacciones
comerciales de energía en el mercado eléctrico ecuatoriano.
28
En el capítulo 2: Objetivos, se presenta el problema existente dentro de las
evaluaciones de las transacciones comerciales de energía en el mercado eléctrico
ecuatoriano. Se plantea el objetivo general y los objetivos específicos del presente
proyecto de investigación. A ello se suma al contenido de la tesis y contribuciones
del trabajo, todo ello en la perspectiva de que se constituyan en alternativas de
cierre de mercado entre cobros y pagos de los agentes del mercado eléctrico
ecuatoriano.
En el capítulo 3: Métodos de Asignación de Pérdidas de Transmisión, se
presenta la modelación matemática detallada de cada una de las metodologías
para la repartición de pérdidas en la red de transmisión entre los agentes del
mercado. Entre ellas se destacan el Método propuesto por J. W. Bialek y sus
derivaciones como Flujos gruesos, netos y medios; el Método del Prorrateo; y, el
Método propuesto por D. Kirschen.
En el capítulo 4: Aplicación de los métodos de Bialek y Prorrateo en las
liquidaciones de transacciones comerciales, resalta la atención de las distintas
etapas de la investigación en base a la aplicación de los métodos de Bialek y
Prorrateo a pequeños sistemas eléctricos de prueba y al Sistema Nacional
Interconectado Ecuatoriano. Las simulaciones y los resultados para el sistema
ecuatoriano, se obtuvieron modelando los métodos de asignación de pérdidas de
transmisión y luego calculando los nuevos factores de afectación a los precios,
mediante programas desarrollados en Matlab.
En el capítulo 5: Análisis de Resultados, se presenta un análisis cualitativo y
comparativo de los resultados obtenidos al aplicar los métodos al Sistema
Nacional Interconectado, poniendo énfasis en el logro de lo objetivos propuestos.
El análisis se enfoca en la variabilidad de las señales de los nuevos precios
obtenidos con la metodología presentada, y en las señales de ubicación que
proporcionan los métodos analizados.
29
El capítulo 6: Conclusiones, expone las principales conclusiones producto de la
investigación, así como las recomendaciones que, a mi juicio, permitirán
implementar de mejor forma el presente proyecto.
El capítulo 7: Referencias, lista las principales referencias bibliográficas
consultadas en el desarrollo del presente proyecto de titulación.
2.5 CONTRIBUCIONES DEL TRABAJO
Las contribuciones más relevantes del presente trabajo se detallan a
continuación:
•
Análisis de la metodología tradicional (Factores de Nodo) en la
determinación de precios nodales de energía para las transacciones que
ocurren en el mercado spot ecuatoriano. Partiendo de este análisis y
basándonos en las Reformas de la Ley del Régimen del Sector Eléctrico
que fueron aprobadas por el Congreso Nacional, se realiza una evaluación
de los precios de venta y compra de energía.
•
Con los métodos utilizados se logra demostrar que se puede asignar las
pérdidas de la red de transporte tanto a generadores, consumidores o
ambos a la vez, obteniendo precios nodales y cierres financieros
diferentes.
•
Una contribución importante del documento y que le da validez al presente
trabajo de titulación es la observada en la tesis doctoral “Tarifación Óptima
de Servicios de Transmisión en un Mercado Competitivo de Energía
Eléctrica”, realizada por Gabriel Salazar, en la que se demuestra que la
asignación de la diferencia entre cobros y pagos al transportista no tiene un
soporte económico sólido y solo se lo utiliza como un elemento que permite
el cierre financiero en el mercado; situación que no procede con los
métodos propuestos en virtud de que su aporte obedece a la asignación de
perdidas según el uso de la red de transporte.
30
•
El estudio técnico- económico, permitió determinar las mejores opciones
técnicas para el logro de un mejor cierre financiero ecuatoriano, análisis
que conllevo a eliminar los montos que recibe el transmisor por la
remuneración variable al transmisor.
•
Los nuevos precios nodales permiten observar señales acerca de la
ubicación adecuada de generación en la red de transporte; así como
señales de uso eficiente de la energía eléctrica a los consumidores.
•
Dar criterios técnicos al Organismo Regulador de la forma de repartir los
costos de pérdidas con diferentes métodos. De tal manera que pueda
considerarlos en su análisis de aplicación de las Reformas a la Ley del
Régimen del Sector Eléctrico.
•
Finalmente, la mayor contribución de este trabajo es el análisis del
problema del cierre financiero en un horizonte de tiempo, con un sistema
económicamente adaptado, lo cual permitió construir una herramienta de
análisis y analizar la variabilidad de los métodos y las ventajas o
desventajas que cada uno planteaba para los nuevos precios nodales,
determinando criterios de comparación para estas características.
31
3 MÉTODOS
DE
ASIGNACIÓN
DE
PÉRDIDAS
DE
TRANSMISIÓN
3.1 SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA
La desregulación del sector eléctrico en nuestro país ha dividido la industria en
tres negocios independientes: la generación, la transmisión y la distribución. La
primera permite la competencia en uno de los sectores de los sistemas, la
generación; exigiendo de esta manera una mayor eficiencia en la producción de la
energía eléctrica y distribución, ofertas de menores precios, mejoras en la calidad
y seguridad del producto. La base para la competencia en la generación es la
transmisión de energía en la red, para lo cual se requiere un sistema de acceso
abierto a ésta y obligatoriedad de interconexión.
Figura 3-1: Sistema Eléctrico de Potencia
“Dada la inexistencia de economías de escala en la generación, este sector es
favorable para el desarrollo de una competencia originándose un mercado que
permita obtener un producto más eficiente, de mejor calidad y a un menor precio”
[6].
La transmisión entendida como monopolio natural, debido a las economías de
ámbito4 y escala5 presentes en el mercado, requiere de una adecuada regulación
para favorecer la competencia y dar las señales económicas adecuadas en el
4
Existen economías de escala si el costo medio del producto cae cuando aumenta la cantidad producida.
Existen economías de ámbito cuando el costo de dos o más actividades es menor si se producen
conjuntamente.
5
32
desarrollo y operación del sistema de transmisión. De esta forma, el sector de
generación y los consumos pueden tomar decisiones económicas correctas y en
forma descentralizada. Asimismo las regulaciones a las que se sujeta la
transmisión es esencial, pues motivan la competencia en el sector de la
generación y a su vez permiten entrar en un ambiente competitivo a los
consumidores.
En ese contexto es imperioso conocer la operación y los efectos en el sistema de
transmisión en virtud de la búsqueda de un servicio eficiente y adecuado.
3.2 OPERACIÓN
Y
EFECTOS
DE
LOS
SISTEMAS
DE
TRANSMISIÓN
Bajo la perspectiva de mercado desregulado, en la operación del sistema de
transmisión se debe cubrir el servicio principal, que consiste en el transporte de
energía eléctrica desde la generación hacia el consumo.
Por otra parte existen servicios complementarios, que según la estructura de cada
mercado eléctrico no necesariamente son responsabilidad del agente trasmisor y
pueden ser vinculados con la operación del sistema. Entre estos servicios, para el
correcto funcionamiento del sistema, tenemos:
•
Control de potencia reactiva (voltaje).
•
Regulación de carga-frecuencia.
•
Supervisión y control de la seguridad del sistema.
•
Manejo de congestión.
•
Mediciones, facturaciones entre otros. [7], [8]
Para el buen funcionamiento del mercado eléctrico, a más de la operación del
sistema de transmisión se debe tomar en cuenta los efectos que se producen al
intercambiar energía entre los generadores y demandas. Los efectos a tomarse
33
en cuenta se refieren a las pérdidas de potencia activa y a las restricciones
asociadas al sistema de transmisión.
3.3 ASIGNACIÓN
DE
PÉRDIDAS
EN
SISTEMAS
DE
TRANSMISIÓN
Las pérdidas de transmisión en un sistema pueden representar del 3% al 7% de la
potencia total generada, valores que afectan directamente a los agentes en el
mercado de transacciones comerciales; por lo que una correcta asignación de las
pérdidas de transmisión entre generadores y demandas produce un impacto
importante sobre sus economías y sobre las señales percibidas.
La asignación de pérdidas es un procedimiento que toma las pérdidas del sistema
de transmisión y las divide en fracciones, para que su costo sea responsabilidad
de cada generador y consumidor. Procedimiento que no afecta a los flujos de
potencia que circulan por las líneas de transmisión ni a los niveles de generación
demandados por la carga, es decir es un mecanismo económico que no interviene
en la operación física del sistema; afecta solamente a los cobros a las demandas
y pago a los generadores. [10] Se trata de un procedimiento ex-post, pues no
afecta en la operación del sistema.
Las pérdidas de transmisión pueden ser interpretadas como el costo de operación
necesario para trasladar la energía desde los centros de generación a los centros
de consumo, dependiendo esto de la estructura del sistema eléctrico de potencia.
Estas pérdidas son el resultado del producto de la componente resistiva por el
cuadrado de la corriente.
Debido a la dependencia no lineal de las pérdidas de potencia activa con respecto
a las inyecciones de corriente ( PL = I 2 r ), no es posible distinguir la procedencia
de la energía extraída en un punto. Por ejemplo, si se consumen 100 MW en un
nodo del sistema, no es posible saber si 10MW de estos 100 MW provienen de
34
alguna central específica o de otra; en consecuencia se desconocen tanto las
proporciones como las procedencias de la energía en los centros de consumo.[11]
Existen diferentes maneras de clasificar los métodos de repartición de las
pérdidas de transmisión. En la Tabla 3-2 se muestra, la clasificación de acuerdo al
criterio en la que basa la asignación de pérdidas cada método.
MÉTODOS DE ASIGNACIÓN DE
PÉRDIDAS
Basados en
parámetros de la red
Basados en flujos
de potencia
Matriz Z barra
Factores de
Distribución DC
Bialek
Kirschen
Factores de
distribución AC
Basados en otros
criterios
Prorrateo
Figura 3-2: Clasificación de los Métodos de Asignación de Pérdidas
Otra forma de clasificar los métodos de asignación de pérdidas es definiéndolos
en grupos según la repartición a los usuarios de la red. De esta manera la
clasificación es la siguiente:
•
Repartición de pérdidas entre generadores.
•
Repartición de pérdidas entre generadores y consumos.
•
Repartición de pérdidas entre consumos.
Repartición de pérdidas entre generadores: los principales métodos que
realizan esta repartición de las pérdidas son: el método de flujos netos propuesto
por J. Bialek, el método propuesto por D. Kirschen, el método de la matriz Z barra.
Estos métodos basan sus criterios en determinar el aporte de cada generador a
las pérdidas de la red.
35
Repartición de pérdidas entre generadores y consumos: los principales
métodos que realizan esta repartición de las pérdidas son: el método de flujos
medios propuesto por J. Bialek, el método de los factores de distribución
propuesto por H. Rudnick. Estos métodos basan sus criterios en determinar el
aporte de cada generador y cada consumo a las pérdidas de la red.
Repartición de pérdidas entre consumos: los principales métodos que realizan
esta repartición de las pérdidas son: el método de flujos gruesos propuesto por J.
Bialek, el método de los factores de distribución generalizados de carga,
propuesto por H. Rudnick, el método de prorrateo. Estos métodos basan sus
criterios en determinar el aporte de cada consumo a las pérdidas de la red.
3.4 MÉTODOS DE ASIGNACIÓN DE PÉRDIDAS
Los métodos de repartición de pérdidas en su mayoría se basan en la
averiguación de la procedencia de los flujos de potencia que tienen lugar en la
red. De esta forma se puede encontrar la medida de uso de la red para cada
participante del sistema eléctrico y las contribuciones de los generadores o
demandas tienen en el flujo que circula por cada una de las líneas de transmisión.
El objetivo de este capítulo es presentar algunos de los distintos métodos que
permiten determinar el grado de utilización que los agentes hacen de una
instalación de transporte en particular. Los métodos que fueron analizados en el
presente trabajo son:
•
Método propuesto por J. Bialek.
•
Método de Prorrateo.
•
Método propuesto por D. Kirschen.
A continuación se describen lo tres métodos mencionados, en los cuales se
explica inicialmente la teoría o principio en que se basan.
36
3.4.1
MÉTODO PROPUESTO POR J. BIALEK
3.4.1.1 Descripción
Este método fue propuesto por J. Bialek y publicado en la IEEE en 1996 bajo el
título”Tracing the flow of electricity” [12]. El método se explica a continuación,
basándose en el documento antes mencionado.
El autor propone un nuevo método para trazar los flujos de electricidad a través
de sistemas de redes eléctricas, aplicable a potencia activa y reactiva. En ese
contexto se puede calcular, cuánto de la potencia activa o reactiva se traslada
desde un generador en particular hacia una carga puntual. También se puede
cuantificar la contribución de un generador o carga, al flujo por una determinada
línea de transmisión.
Para encontrar la distribución de los flujos a través del sistema eléctrico
enmallado, el método se basa en el supuesto de que las inyecciones de potencia
activa o reactiva en los nodos están compartidas proporcionalmente entre salidas
nodales; es decir, que el requerimiento que se debe respetar es el cumplimiento
de las leyes Kirchhoff en cada nodo. Con este supuesto se puede determinar en
forma proporcional la manera en que se distribuyen las potencias en las redes. Lo
presentado anteriormente se puede corroborar con la siguiente figura, que
muestra cuatro líneas conectadas a un nodo “i”, de las cuales dos inyectan
potencia al nodo y dos retiran potencia de éste.
Figura 3-3: Ejemplo de Principio de Proporcionalidad
37
La potencia total a través del nodo es Pi = 40 + 60 = 100 [MW ] , de los cuales un
40% proviene de la rama j-i y un 60% de la rama k-i.
Como los flujos de salida del nodo i dependen del gradiente de voltaje y la
impedancia de la línea, se asume que cada MW que deja el nodo contiene la
misma proporción de potencia proveniente de las ramas que inyectan potencia al
nodo. Así los 70 [MW] del flujo de salida de la línea i-m, posee un flujo del 40%
(70 x 0,4= 28 [MW]) provienen de la rama j-i, y un 60% (70 x 0,6= 42 [MW]) de la
rama k-i. Análogamente los 30 [MW] de la línea i-l, posee un flujo del 40% (12
[MW]) provienen de j-i y 60% (18 [MW]) de k-i.
Con este principio de proporcionalidad se puede encontrar la manera como se
distribuyen las potencias en la red de transporte dada la imposibilidad de conocer
el camino que sigue la electricidad dentro del sistema.
3.4.1.2 Trazado de Electricidad
El trazado de los flujos de electricidad en las redes de un sistema de potencia,
puede verse como un problema de cómo la potencia inyectada por los
generadores es distribuida por las líneas y cargas del sistema. El algoritmo
propuesto en el documento presentado por el autor trabaja sólo con flujos sin
pérdidas en las líneas, es decir los flujos en ambos extremos de las líneas son
iguales. Dependiendo de la asignación de pérdidas a los agentes del mercado los,
trazos de flujos por las líneas son:
Flujos medios, se obtienen asumiendo que los flujos por las líneas de
transmisión, son un promedio entre la potencia inyectada y retirada de una rama,
agregando la mitad de las pérdidas de las líneas a los consumos y restando la
mitad a los generadores. Los flujos medios permiten repartir las pérdidas de
transmisión a la generación y demanda. Para ello se puede usar el algoritmo de
inyecciones de potencia (upstream looking algorithm) o algoritmo de retiros de
potencia (dowstream looking algorithm).
38
Flujos gruesos, se obtienen asumiendo que el sistema es alimentado con la
potencia real del sistema y que no hay pérdidas en la red de transmisión, para
esto se deben modificar las demandas nodales, pero al mismo tiempo dejar la
generación en los nodos intacta. Los flujos gruesos permiten repartir las pérdidas
entre las demandas, para ello se puede usar el algoritmo de inyecciones de
potencia (upstream looking algorithm).
Flujos Netos, se obtienen asumiendo que las pérdidas marginales son
completamente removidas de las líneas, para esto se requiere modificar las
generaciones en los nodos dejando las demandas del sistema intactas. Este trazo
permite asignar pérdidas a los generadores usando el algoritmo de retiros de
potencia (dowstream looking algorithm).
3.4.1.3 Algoritmo de inyecciones de potencia
Para aplicar el algoritmo se debe en primer lugar resolver el flujo de potencia y
obtener las pérdidas por las líneas, luego definir el trazado de electricidad
escogido para la asignación de pérdidas. El procedimiento a seguir se lo describe
a continuación.
El flujo total Pi a través del nodo i se expresa como la suma de las inyecciones de
potencia en ese nodo, es decir:
Pi =
∑
j∈α i( u )
Pi − j + PGi
∀ i = 1,2,..., n
(3-1)
Donde:
α i( u )
Es el set de nodos surtiendo directamente al nodo i (el flujo debe ir hacia el
nodo i desde los demás nodos).
Pi − j
Es el flujo por la línea j-i, Pi − j = Pj −i porque no existen pérdidas.
PGi
Es la generación en el nodo i.
39
El flujo Pi − j = Pj −i puede relacionarse con el flujo nodal en el nodo j, sustituyendo
se tiene Pi − j = c ji Pj , donde c ji = Pi − j / Pj , reemplazando en (3-1) se obtiene:
Pi =
∑c
ji
Pj + PGi
∀ i = 1,2,..., n
(3-2)
Au P = P G
(3-3)
j∈α i( u )
Reorganizando (3-2) se obtiene:
Pi −
∑c
ji
Pj = PGi
o
j∈α i( u )
Donde:
Au
Matriz de (nxn) de distribución por inyecciones de potencia.
P
Vector de flujos nodales (gruesos o medios).
PG
Vector de generación en los nodos.
Los elementos (i-j) de la matriz Au se definen de la siguiente manera:
[Au ]ij
1

Pj −i

= − c ji −
Pj

0

parai = j
para j ∈αi
(u)
en otro caso







(3-4)
Nótese que en Au , j debe ser un nodo que surta potencia a i.
Si Au−1 existe entonces P = P G Au−1 y elementos del vector están dados por:
n
[ ]
Pi = ∑ Au−1
k =1
ik
PGk
para i = 1,2,..., n
(3-5)
Esta ecuación muestra que la contribución del k-ésimo generador al i-ésimo nodo
y es igual a
[A ]
−1
u ik
PGk . Se observa que Pi es igual a la suma de la carga
40
demandadas en el nodo i. Un retiro de potencia en la línea i-l desde el nodo i se
puede calcular, usando el principio de proporcionalidad, como:
Pi −l =
Pi −l
⋅ Pi =
Pi
Pi −l
Pi
n
= ∑ D G i −l ,k .PGk
k =1
∑ [A ]
n
k =1
−1
u ik
⋅ PGk
(3-6)
para l ∈ α i
(d )
Donde:
D
G
i −l ,k
=
Pi −l . Au
−1
ik
Representa un factor de distribución de generación
Pi
topológico e indica la proporción de potencia que el késimo generador aporta a la línea i-l.
α i (d )
Es el set de nodos alimentados directamente por el
nodo i.
Ahora para encontrar las participaciones de las pérdidas en las cargas PLi , se
puede calcular usando las potencias de inyección nodales Pi :
PLi =
PLi
P
⋅ Pi = Li
Pi
Pi
∑ [A ]
n
k =1
−1
u ik
PGk
para i = 1,2,..., n
(3-7)
Esta ecuación muestra que la contribución del k-ésimo generador a la i-ésima
carga, es igual a
[ ]
PLi
⋅ Au−1
Pi
ik
⋅ PGk , y puede ser empleada para establecer de dónde
proviene la potencia que alimenta una determinada carga.
41
3.4.1.4 Algoritmo de retiros de potencia
El algoritmo de retiros de potencia, es similar al algoritmo de inyecciones de
potencia. La diferencia radica en la potencia de inyección Pi
que se expresa
como la suma de retiros de potencia, es decir:
Pi =
∑P
j∈α i( d )
i −l
+ PLi =
∑c
li
Pl + PLi
∀ i = 1,2,..., n
(3-8)
j∈α i( d )
Donde:
α i(d )
Es el set de nodos surtiendo directamente al nodo i. y cli = Pli Pl
Reorganizando (3-8) se obtiene:
Pi −
∑c
li
Pl = PLi
o
Ad P = P L
(3-9)
j∈α i( d )
Donde:
Ad
Matriz de (nxn) de distribución por retiros de potencia.
P
Vector de flujos nodales (netos o medios).
PL
Vector de demanda en los nodos.
Los elementos (i-l) de la matriz Ad se definen de la siguiente manera:
[Ad ]il
1

Pl −i

= − cli −
Pl

0

parai = j
para j ∈αi
(d )
en otro caso







(3-10)
Como se puede observar en Ad , l debe ser un nodo alimentado por i.
42
Si Ad−1 existe entonces P = Ad−1 P L y los elementos del vector están dados por:
n
[ ]
Pi = ∑ Ad−1
k =1
ik
para i = 1,2,..., n
PLk
(3-11)
Esta ecuación muestra que la potencia Pi se distribuye entre todas las cargas del
sistema. Por otra parte se observa que Pi es igual a la suma de la generación en
el nodo i y todas las inyecciones de potencia en ese nodo. La inyección de
potencia en el nodo i desde la línea i-l se puede calcular usando el principio de
proporcionalidad, de la siguiente manera:
Pi − j =
Pi − j
Pi
⋅ Pi =
Pi − j
Pi
n
= ∑ D L i − j ,k .PLk
k =1
∑ [A ]
n
k =1
−1
d ik
⋅ PGk
(3-12)
para j ∈ α i
(d )
Donde:
D
L
i − j ,k
=
Pi −l . Ad
−1
Pi
ik
Representa
topológico,
un
e
factor
indica
de
la
distribución
proporción
de
de
carga
potencia
demandada por la carga k a la línea i-l.
α i (d )
Es el set de nodos alimentados directamente por el
nodo i.
La generación es la inyección de potencia en un nodo, por lo que puede ser
calculada usando el principio de proporcionalidad, de la siguiente forma:
PGi =
PGi
P
⋅ Pi = Gi
Pi
Pi
∑ [A ]
n
k =1
−1
d ik
PLk
para i = 1,2,..., n
(3-13)
43
Esta ecuación muestra la contribución de potencia del generador i a la carga k, la
cual está dada por
[ ]
PGi
⋅ Ad−1
Pi
ik
⋅ PLk , y puede ser empleada para establecer el
camino que sigue la potencia entregada por un generador.
Por último, comparando las ecuaciones (3-7) y (3-13) tenemos:
[ ]
PLi PGi
⋅ Au−1
Pi
ik
[ ]
P P
= Gi Li ⋅ Ad−1
Pk
ki
o
[A ]
[A ]
−1
u ik
−1
d ik
=
Pi
Pk
(3-14)
Donde i es el nodo que representa a cualquier carga y k a cualquier generador.
3.4.2
MÉTODO DE PRORRATEO
Es uno de los más sencillos, pues corresponde a una simple aplicación del
método de tarifación de estampilla postal. Para su cálculo se toma las pérdidas de
transmisión totales y se divide por la medida de uso que cada agente hace de la
red. La asignación en este método es totalmente independiente del lugar en que
se inyecta la potencia, ya sea cerca o lejos de los consumos.
Por otra parte con el prorrateo se puede determinar la responsabilidad de cada
agente en base a su generación, o consumos independientemente de su
localización y de la topología de la red. En este método con la repartición de
pérdidas a cada MW se le impone un peaje que es igual para todos los nodos del
sistema.
La asignación queda representada en la siguiente ecuación:
∆PLi =
Ci
⋅ PT
CT
Donde:
∆PLi
Asignación de pérdidas al nodo i.
PT
Pérdidas totales del sistema.
(3-15)
44
Ci
Carga en el nodo i.
CT
Carga total del sistema.
De esta manera se puede repartir las pérdidas en forma proporcional a las
demandas, sin tomar en cuenta la ubicación de la barra de carga o de la barra
slack.
3.4.3
MÉTODO PROPUESTO POR KIRSCHEN
Fue propuesto por Daniel Kirschen, Ron Allan y Goran Strbac y publicado en la
IEEE de Febrero de 1997. El título original del documento en el cual se encuentra
la descripción del método se denomina: “Contributions of Individual Generators to
Loads and Flows” [13].
Sirve para determinar interrogantes como ¿qué generadores están alimentando a
una carga en particular?, ¿cuánto uso hacen de la red eléctrica y la contribución
de cada generador a las pérdidas del sistema?
Para contestar dichas interrogantes el método se basa en la solución de una
corrida de flujos de potencia activa o reactiva, luego identifica las barras que son
alcanzadas por la potencia generada por cada generador, y las agrupa según
aquellas que son alimentadas por los mismos generadores. De esta forma se
organiza las barras según los conceptos explicados a continuación:
El dominio de un generador se define como el conjunto de barras que son
alcanzadas por la potencia producida por el generador. La potencia de un
generador alcanza a una barra si existe un camino físico con la dirección
consistente con la de la corrida del flujo.
Para entender mejor este concepto se analiza un pequeño sistema de seis barras
como el mostrado a continuación:
45
GB
3
1
GA
2
4
5
GC
6
Figura 3-4: Ejemplo de Kirschen
•
•
•
DOMINIO DE GA: todas las barras
DOMINIO DE GB: barras 3, 4, 5 Y 6
DOMINIO DE GC: barra 6
Los commons o áreas comunes se definen como un conjunto de barras
aledañas alimentadas por los mismos generadores. Aquellos nodos que no están
conectados entre si, y son alimentados por un mismo conjunto de generadores,
son tratados como commons distintos. Una barra puede permanecer a un sólo
common.
El rank de un common se define como el número de generadores de cada
common. Este número puede ser mayor o igual a uno y nunca superior al número
de generadores del sistema.
46
GB
3
1
GA
Common 2
Common 1
2
4
5
GC
Common 3
6
Figura 3-5: Ejemplo de Kirschen con commons delimitados
En el ejemplo por inspección se pueden encontrar tres commons:
•
COMMON 1: barras 1 y 2 alimentadas por el Generador A: common 1,
rank 1.
•
COMMON 2: barras 3,4 y 5 alimentadas por los Generadores A y B:
common 2, rank 2.
•
COMMON 3: barra 6 alimentada por loe Generadores A, B y C: common
3, rank 3.
Los Links son ramas internas de los commons, es decir líneas que conectan a
dos nodos de un mismo common. Cabe señalar que en éste los flujos por todas
las líneas de un determinado link fluyen en la misma dirección, desde un common
de rank N hacia uno de rank M, en que siempre M>N. En el ejemplo visto hasta
ahora se tiene los siguientes links:
47
•
LINK 1: conecta common 1 y 2; líneas 1-3 y 2-5.
•
LINK 2: conecta common 2 y 3; líneas 4-6 y 5-6.
•
LINK 3: conecta common 1 y 3; línea 2-6.
El Gráfico directo y acíclico se forma cuando se representan los commons
como nodos y los links como líneas. Es directo porque la dirección de los flujos
por los links es específica a la configuración actual del sistema. Por otro lado se
dice que el gráfico es acíclico ya que los links conectan commons alimentados por
diferente número de generadores. El gráfico correspondiente al ejemplo es el que
se presenta a continuación:
Figura 3-6: Gráfico directo y Acíclico del ejemplo de Kirschen
Las definiciones anteriores facilitan una vista cualitativa del sistema, pero para
obtener un punto de vista cuantitativo se requiere de nuevas definiciones y
supuestos, como:
Flujo interno de un common, se definen como la suma de potencias inyectadas
por los generadores dentro de el common, más las potencias importadas desde
otros commons a través de los links.
Flujo externo de un common, se define como suma de potencias transportadas
a través de los links hacia otros comomns de mayor rank.
48
El flujo interno de un common será igual a la suma de los flujos externos más las
cargas conectadas a las barras del common; es decir, lo que entra es igual a lo
que sale. Para su manejo el autor trabaja con el siguiente supuesto: “…para un
common dado, si la proporción de flujo interno asociado al generador i es xi,
entonces la proporción de flujo externo al generador i es xi”. [13]
Con este supuesto se puede crear un método recursivo considerando las
siguientes relaciones:
Fijk = Cij .F jk
(3-16)
I K = ∑ F jk
(3-17)
j
∑F
ijk
C ik =
j
IK
(3-18)
Donde:
Cij
Contribución del generador i a la carga y flujo externo del common j.
C ik
Contribución del generador i a la carga y flujo externo del common k.
F jk
Flujo desde el common j al k a través del link k.
Fijk
Flujo desde el common j al k a través del link proveniente del
generador i.
Ik
Flujo interno del common k.
De esta manera se puede determinar la contribución de cada generador en el
abastecimiento de potencia a las cargas de cada common.
49
4 APLICACIÓN DE LOS MÉTODOS DE BIALEK Y
PRORRATEO
EN
LAS
LIQUIDACIONES
DE
TRANSACCIONES COMERCIALES
Este capítulo muestra la aplicación de los métodos de asignación de pérdidas
propuesto por Bialek y Prorrateo en las liquidaciones de transacciones
comerciales.
Los métodos de Bialek fueron escogidos porque proporcionan una visión adicional
de la operación del sistema y facilitan la evaluación de las tarifas asociadas a las
pérdidas de potencia activa. Por otro lado, se puede analizar las liquidaciones de
transacciones comerciales según repartición de pérdidas como: generadores
(flujos netos); consumidores (flujos gruesos); y, a los generadores y consumidores
(flujos medios).
El presente estudio se realizó en sistemas eléctricos de prueba de diferentes
características, uno de cuatro nodos (barras de generación o demanda pura) y
otro de seis (barras mixtas de generación y demanda), y finalmente en el Sistema
Nacional Interconectado Ecuatoriano. En el sistema de cuatro nodos se aplica
detalladamente los métodos de repartición de pérdidas y la liquidación entre
cobros a las demandas y pagos a los generadores; mientras a los restantes
sistemas se efectúan simulaciones mediante programas elaborados en Matlab.
Para los métodos se estudió el reparto o contribución al pago por pérdidas de
transmisión entre los usuarios de la red, atendiendo al uso eléctrico o físico que
los agentes del MEM hacen de la instalación de transporte.
Para los sistemas prueba en estudio, se presenta el diagrama que lo caracteriza,
los flujos por las líneas, los resultados numéricos obtenidos mediante los métodos
de asignación de pérdidas, los precios nodales y el cierre financiero del mercado.
50
4.1 APLICACIÓN EN SISTEMAS ELÉCTRICOS DE PRUEBA
4.1.1
SISTEMA DE CUATRO NODOS
Este sistema compuesto de cuatro barras se tomó del documento”Tracing the flow
of electricity” [12]. El diagrama del sistema es el que se muestra a continuación.
L3
L4
3
4
1
2
G2
G1
Figura 4-1: Sistema de cuatro nodos (ejemplo de Bialek)
Los flujos por las líneas y datos de generación y cargas correspondientes a este
sistema son los que se muestran en las siguientes tablas.
Tabla 4-1: Flujos de potencia activa del sistema de 4 nodos
Línea
Desde i Hasta j
1
2
1
3
1
4
2
4
3
4
Flujos de Potencia
Pij [MW]
Pji [MW]
60
-59
225
-218
115
-112
173
-171
-82
83
Pérdidas
ij [MW]
1
7
3
2
1
Tabla 4-2: Datos de generación y carga del sistema de 4 nodos
Nodo Generación [MW]
1
400
2
114
3
0
4
0
Carga [MW]
0
0
300
200
51
En el flujo de potencia activa se consideran las pérdidas del sistema, esto se debe
a que los métodos propuestos por Bialek y Prorrateo deben contemplar esta
consideración.
En los métodos propuestos por Bialek primero se analizará los trazados de flujos
para aplicar el algoritmo correspondiente y por ultimo se calculará los cobros a las
demandas y pagos a los generadores para analizar el cierre de mercado.
4.1.1.1 Método de Bialek aplicando flujos gruesos
En el sistema de cuatro nodos de la Figura 4-1, la línea 2-4 que posee un flujo de
potencia de 173 [MW] en el extremo que envía y 171 [MW] en el extremo que
recibe, se tiene una pérdida de 2 [MW]. Esta pérdida se agrega al extremo que
recibe (para tener un flujo “grueso” de 173 [MW]) para tener un flujo igual a lo
largo de toda la línea. El procedimiento anterior se repite para todas las líneas del
sistema y así encontrar todos los flujos gruesos por inspección. Para sistemas
más complejos esto no es factible de hacer por simple inspección.
El cálculo de los flujos grueso por las líneas permite aplicar el algoritmo de
inyecciones nodales (upstream-looking algorithm). Para esto se debe definir la
potencia nodal gruesa Pi
( gross )
como la potencia total a través del nodo i, cuando el
sistema se encuentra alimentado por las potencias reales y no existen pérdidas
en la red. Esta potencia nodal gruesa se expresa como:
Pi − j
( gross )
=
∑
j∈α i( u )
Pi − j
( gross )
+ PGi
∀i = 1,2, ,...n
De la misma forma el flujo grueso por la línea i-j, Pi − j
pérdidas, cumple Pi − j
( gross )
= Pj −i
( gross )
( gross )
= 400[MW ]
en la cual no existen
. Para el ejemplo se puede calcular por
simple inspección de la siguiente manera:
P1
( gross )
(4-1)
52
P1− 2
P2
( gross )
( gross )
= P2−1
( gross )
= 60[MW ]
)
= P1(−gross
+ PG 2 = 60 + 114 = 174[MW ]
2
Como Pi − j
( gross )
en que c ji
( gross )
= Pj −i
=
( gross )
Pj −i
Pj
, el flujo Pi − j
( gross )
( gross )
=
Pj −i
Pj
( gross )
se puede remplazar por c ji
( gross )
⋅ Pj
( gross )
, debido a que las pérdidas por las líneas son
pequeñas. Pj −i es el flujo real proveniente desde el nodo j de las líneas j-i, y Pj es
la potencia real total a través del nodo j.
De esta forma, equivale a suponer que la distribución de flujos gruesos en
cualquier nodo es igual a la distribución de los flujos reales, lo cual representa el
único supuesto del método. Bajo este supuesto la ecuación (4-1) se puede
escribir como:
Pi
( gross )
−
∑
j∈α i( u )
Pj −i
Pj
⋅ Pj
( gross )
= PGi
o
Au Pgross = P G
(4-2)
En la ecuación anterior Pgross corresponde al vector desconocido que contiene los
flujos nodales gruesos y Au es la matriz calculada utilizando los flujos reales del
sistema. Aplicando la ecuación (4-2) al ejemplo se tiene:
 1
 − 60
 400
 225
−
 400
 − 115
 400
0
0
1
0
0
1
− 173
0
173
0 
 ( gross )   PG1
0   P1
 ( gross )  
P
P

− 83 . 2 ( gross )  =  G 2

 
283   P3

( gross ) 
P4






1

= 400 
= 400

0

0

Resolviendo este sistema lineal se obtiene las potencias nodales gruesas.
53
Pgross
 P1 ( gross ) = 400 


( gross )
= 174 
 P2
=  ( gross )

= 309,76
 P3
 P ( gross ) = 289 
 4

La matriz inversa de [ Au ] corresponde a:
Au
−1
0
 1
 0,15
1
=
0,6908 0,2933

1
0,4375

0
0 
.
1 0,2933

0
1 
0
0
Usando el principio de distribución proporcional se puede encontrar los flujos
gruesos por las líneas y las demandas gruesas. El flujo grueso por las líneas está
dado por:
Pi −l
( gross )
=
≅
Pi −l
Pi
( gross )
Pi −l
Pi
( gross )
⋅ Pi
( gross )
∑ [A ]
n
k =1
−1
u ik
(4-3)
∀l ∈ α i( d )
⋅ PGk
La demanda gruesa permite determinar la proporción de cada generador para
alimentar a una determinada carga, de la siguiente manera:
PLi
( gross )
=
PLi
Pi
( gross )
( gross )
⋅ Pi
( gross )
P
P
( gross )
≅ Li ⋅ Pi
= Li
Pi
Pi
∑ [A ]
n
k =1
−1
u ik
(4-4)
⋅ PGk
Aplicando la ecuación al ejemplo para la PL 3 , se tiene:
54
PL 3
( gross )
PL 3
( gross )
=
PL 3
P3
∑ [A ]
4
k =1
−1
u 3k
⋅ PGk =
300
⋅ (0,6908 ⋅ 400 + 0,2933 ⋅ 114 )
300



=  276
,
32
+
33
,
44
123  = 309,76[MW ]
 123
 Pr oveniente de G1 Pr oveniente de G 2 
Utilizando las ecuaciones de demandas gruesas en el ejemplo, se obtiene:
L3
( gross )
L4
( gross )
300
⋅ 309.76 = 309,76[MW ]
300
200
=
⋅ 289 = 204,24[MW ]
283
=
La diferencia entre la demanda gruesa y la demanda real permite calcular las
pérdidas que se producen al alimentar los generadores a las cargas. Por lo tanto,
las pérdidas asignadas a L3 son iguales a 9,76 [MW] (309,76-300) y las
correspondientes a L4 son 4,24 [MW] (204,24-200). Al Sumar estas pérdidas
parciales asignadas a las carga L3 y L4 se recupera el total de pérdidas del
sistema igual a 14 [MW] (9,76 + 4,24).
La proporción de generación usada para alimentar cada una de las cargas se
calculan usando la ecuación (4-4). Los resultados se presentan en la tabla
siguiente:
Tabla 4-3: Asignación de pérdidas a las cargas (sistema de cuatro nodos)
Carga
L3
L4
Total
Generador
G1
G2
276,32
33,44
123,68
80,56
400
114
Total [MW] Pérdidas [MW]
309,76
204,24
514
9,76
4,24
14
Con la asignación de pérdidas podemos calcular los factores que servirán para
encontrar las liquidaciones, que por aplicación del método los llamaremos
“factores gruesos”. Para ello se calculan los pesos WLi ,k en cada nodo,
55
dividiendo las contribuciones de cada generador en las cargas, para la potencia
demandada de ese nodo:
WLi ,k =
PLi ,k
PLi
(4-5)
Donde:
WLi ,k
Peso de la contribución de potencia del generador k a la carga del nodo i.
PLi ,k
La contribución de potencia del generador k a la carga del nodo i
PLi
La potencia de la carga en el nodo i.
Estos pesos de cada nodo se suman y se obtiene el factor grueso Fi
gross
. En el
ejemplo el factor para el nodo 3, se obtiene:
F3
gross
F3
gross


276,32  
33,44 
=  WL 3,1 =
 +  W L 3, 2 =
 + (WL 3,3 = 0 ) + (WL 3, 4 = 0 )
300  
300 


= (0,9211 + 0,1114 + 0 + 0 ) = 1,0325
En tabla 4-4 se muestra los factores gruesos de cada nodo de carga o
generación, y los precios nodales modificados de energía a costo marginal del
sistema de λ = 2,00 [$/MWh]. El nuevo precio nodal modificado ( ρ i ) para los
nodos de carga posee la componente de pérdidas, y es igual al producto del
precio anterior por el factor grueso; es decir:
ρ i = λ ⋅ Fi gross
(4-6)
Aplicando (4-6) el nuevo precio modificado para el nodo 3 de la Figura 4-1, queda
determinado de la siguiente manera:
ρ 3 = 2 ⋅ 1,0325 [$ / MWh]
ρ 3 = 2,0651 [$ / MWh]
56
Donde los 2,00 [$/MWh] representa el costo de la energía y los 0,0651 [$/MWh] el
costo por pago de las pérdidas de transmisión.
Tabla 4-4: Factores gruesos y precios nodales (sistema de cuarto nodos)
Nodos
1
2
3
4
Factores gross
Carga
Generación
1
1
1,0325
1,0212
Precios Nodales [$/MWh]
Carga
Generación
2
2
2,0651
2,0424
Con los nuevos precios nodales de la energía en los nodos de caga y generación,
se puede encontrar los resultados de cobros y pagos de cada agente consumidor
y generador y las liquidaciones totales del sistema que ocasionan la remuneración
al transmisor como diferencia de aquellas. Los resultados se detallan Tabla 4-5.
Tabla 4-5: Liquidación con factores gruesos (sistema de cuatro nodos)
Agente
G1
G2
L3
L4
Total
Pagos
$
619,52
408,48
1028
Cobros
$
800
228
1028
RVT
$
0
Análisis de Resultados:
En la Tabla 4-3 se muestra la asignación de pérdidas a cada carga del sistema de
cuatro nodos por el uso de la red de transmisión. En ella se puede observar que a
la demanda L3 se le asigna más pérdidas (9,76 [MW]), debido a que el mayor
porcentaje de potencia suministrada a la carga lo hace G1 (276,32 [MW]),
recorriendo la línea que ocasiona pérdidas altas de 7 MW; mientras que los MW
restantes son suministrados por G2 (33,44 [MW]) que recorre las líneas 2-4 y 3-4.
Para la demanda L4 las pérdidas asignadas son menores, la principal razón es
que la potencia para abastecer la carga es menor que para la demanda L3 y
recorre las líneas que ocasionan pérdidas bajas en el sistema; y, además éstas
57
son repartidas con la demanda L3. De esta manera se puede justificar que, el
factor grueso de la carga del nodo 3 sea mayor que el factor grueso de la carga
del nodo 4, y por ende los precios de la energía en esos nodos, lo que implica que
la demanda L3 pague mayor remuneración por pérdidas que la demanda L4.
Asimismo en la Tabla 4-4 se puede observar que los factores gruesos de carga
mayores que uno y los de generación igual a uno, pues la asignación de pérdidas
corresponde solo a las demandas. Esto permite que los precios nodales tengan la
componente de asignación de pérdidas logrando que la diferencia de cobros a las
demandas y pagos a los generadores sea nula. En la Tabla 4-5 se muestra que la
asignación de pérdidas permite un correcto cierre financiero del mercado y
además se observa que la remuneración total de los cargos de transporte es
cero, por lo que ésta debe realizarse a través de un método distinto.
4.1.1.2 Método de Bialek aplicando flujos netos
Considerando nuevamente en el sistema de prueba de la Figura 4-1 la línea 2-4.
Removiendo las pérdidas de 2 [MW] que se producen en esta rama, se deja el
flujo en la línea en 171 [MW]. Sin embargo este no es el flujo verdadero debido a
que contiene una componente que se pierde en la línea 4-3.
Para trabajar con este problema se definen las variables Pi
potencia neta del nodo i, y Pi − j
(net )
(net )
que concierne a la
al flujo neto por la rama i-j, de manera tal de
remover completamente las pérdidas de las líneas, respetando Pi − j
( net )
= Pj −i
( net )
.
El cálculo de los flujos netos se define con el algoritmo de retiros nodales
(downstream-looking algorithm). En el ejemplo se puede encontrar por simple
inspección que:
P3
( net )
P4−3
P4
= 300[MW ]
( net )
( net )
= P3− 4
( net )
= 82[MW ]
= P4(−net3 ) + PL 2 = 82 + 200 = 282[MW ]
58
Para definir el sistema potencia sin pérdidas debe definir la potencia neta nodal
Pi
(net )
de la siguiente forma:
Pi − j
Donde cli
( net )
=
( net )
∑
=
l∈α i( d )
Pl −i
Pl
( net )
≈
( net )
Pi −l
( net )
+ PLi =
∑c
( net )
li
⋅ Pl
( net )
+ PLi
∀i = 1,2, ,...n (4-7)
l∈α i( d )
Pj −i
debido a que las pérdidas marginales en las líneas
Pj
son pequeñas. Bajo este supuesto y reemplazando en la ecuación (4-7) se tiene:
Pi
( net )
−
∑
j∈α i( d )
Pl −i
Pl
⋅ Pl
( net )
= PLi
o
Ad Pnet = P L
(4-8)
En la ecuación anterior Pnet corresponde al vector desconocido que contiene los
flujos nodales netos y Ad es la matriz calculada utilizando los flujos reales del
sistema. Aplicando la ecuación (4-8) al ejemplo se tiene:

1

0

0
0

− 59
173
− 218
300
1
0
0
1
− 82
300
0
− 112 
( net )
283   P1  
− 171   P ( net )  
 2  
283 . P ( net )  =  P
0   3   L3
( net )
P4   PL 4



1



0

= 300 

= 200
0
Resolviendo este sistema lineal se obtiene las potencias nodales netas.
Pnet
 P1( net ) = 387,72
 ( net )

= 170,4 
 P2
=  ( net )

= 300 
 P3
 P ( net ) = 282 
 4

La matriz inversa de [ Ad ] corresponde a:
59
Ad
−1
1 0,341 0,8912 0,6018
0
1
0,1652 0,6042

=
.
0
0
1
0 


0
0,2733
1 
0
Usando el principio de distribución proporcional se puede encontrar los flujos
netos por las líneas y las generaciones netas. El flujo grueso por las líneas está
dado por:
Pi − j
( net )
=
Pi − j
Pi
( net )
Pi − j
≅
⋅ Pi
( net )
Pi
( net )
(4-9)
∑ [A ]
n
k =1
−1
d ik
⋅ PLk
∀j ∈ α i( u )
La generación neta en el nodo i queda como:
PGi
( net )
=
PGi
Pi
( net )
( net )
⋅ Pi
( net )
P
P
( net )
≅ Gi ⋅ Pi
= Gi
Pi
Pi
∑ [A ]
n
k =1
−1
d ik
(4-10)
⋅ PLk
Aplicando la ecuación al ejemplo para la PL 3 , se tiene:
PG1
( net )
PG1
( net )
=
PG1
P1
∑ [A ]
4
k =1
−1
d 1k
⋅ PLk =
400
⋅ (0,8912 ⋅ 300 + 0,6018 ⋅ 200 )
400


 = 387,72[MW ]
=
267
,
36
+
120
,
36
123
123


 Contribución de G1 a L 3 Contribución de G 2 a L 3 
Como se observa a la carga se le ha agregado las pérdidas de transmisión.
60
La generación neta en cada generador del ejemplo es:
PG1
( net )
=
PG1
400
( net )
⋅ P1
=
⋅ 387,72 = 387,72[MW ]
P1
400
PG1
( net )
=
PG 2
114
( net )
⋅ P2
=
⋅ 170,4 = 112,28[MW ]
P2
173
Las pérdidas en la transmisión asignadas a cada generador, están dadas por:
∆PG1 = 400 − 387,72 = 12,28[MW ]
∆PG 2 = 114 − 112,28 = 1,72[MW ]
La proporción de generación usada para alimentar cada una de las cargas se
pueden calcular con la ecuación (4-10). Los resultados se presentan en la tabla
siguiente:
Tabla 4-6: Asignación de pérdidas a la generación (sistema de cuatro nodos)
Generador
G1
G2
Total
Carga
L3
267.36
32.64
300
L4
120.36
79.64
200
Total [MW] Pérdidas [MW]
387.72
112.28
500
12.28
1.72
14
Los factores utilizados para las liquidaciones los llamaremos “factores netos”,
por aplicación del método. Los pesos WGi ,k en cada nodo, se obtienen dividiendo
las contribuciones de cada generador en las cargas, para la potencia generada en
ese nodo:
WGi ,k =
PGi , k
PGi
(4-11)
Donde:
WGi ,k
Peso de la contribución de potencia del generador del nodo i a la carga k.
PGi ,k
La contribución de potencia del generador del nodo i a la carga k.
61
PGi
La potencia del generador en el nodo i.
Los factores netos Fi
netos
quedan determinados de la suma de pesos en cada
nodo. En el ejemplo el factor para el nodo 1, se obtiene:
F1
netos
F1
netos

267.36  
120.36  

=  (WG1,1 = 0 ) + (WG1, 2 = 0 ) + WG1,3 =

 + WL1, 4 =
400  
400  


= (0 + 0 + 0.6684 + 0.3009 ) = 0.9693
En tabla 4-7 se muestra los factores netos de cada nodo de carga o generación, y
los precios nodales de energía a costo marginal del sistema de 2,00 [$/MWh]. El
nuevo precio nodal modificado ( ρ i ) para los nodos de generación posee la
componente de pérdidas, y es igual al producto del precio anterior por el factor
neto; es decir:
ρ i = λ ⋅ Fi neto
(4-12)
Aplicando (4-12) el nuevo precio modificado para el nodo 1 de la Figura 4-1,
queda determinado de la siguiente manera:
ρ1 = 2 ⋅ 0,9693 [$ / MWh]
ρ1 = 1,9386 [$ / MWh]
La diferencia del costo de la energía y el nuevo precio modificado representa el
costo por pago de las pérdidas de transmisión de la energía (2-1,9386=0,0614
[$/MWh]).
62
Tabla 4-7: Factores netos y precios nodales (sistema de cuarto nodos)
Nodos
1
2
3
4
Factores netos
Carga
Generación
0,9693
0,9849
1
1
Precios Nodales [$/MWh]
Carga
Generación
1,9386
1,9698
2
2
En la Tabla 4-8 se presentan los resultados de cobros y pagos de cada agente
consumidor y generador y las liquidaciones totales del sistema que ocasionan la
remuneración al transmisor como diferencia de aquellas.
Tabla 4-8: Liquidación con factores netos (sistema de cuatro nodos)
Agente
G1
G2
L3
L4
Total
Pagos
$
600
400
1000
Cobros
$
775,44
224,56
1000
RVT
$
0
Análisis de Resultados:
En la Tabla 4-6 se muestra la asignación de pérdidas a cada generador del
sistema de cuatro nodos por el uso de la red de transmisión. En ella se puede
observar que al generador G1 se le asigna más pérdidas que al generador G2,
factor que obedece a que un alto porcentaje de los MW generados son destinados
a cubrir la carga del nodo 3 recorriendo la línea 1-3 y así ocasionando las
mayores pérdidas sistema. Los MW restantes generados por G1 son
suministrados para abastecer la carga del nodo 4 recogiendo pérdidas de tres
líneas 1-4, 1-2 y 2-4. En cambio para el generador G2 las pérdidas asignadas son
menores debido a que genera menos potencia que el generador G1,
abasteciendo en menor proporción a las cargas y ocasionando menos pérdidas
en el sistema.
63
De esta manera se puede justificar la Tabla 4-7, donde el factor neto del
generador del nodo 1 es menor que el factor neto del nodo 2, lo que implica que a
G1 le pagan el MWh a menor precio que a G2. Asimismo se puede observar que
los factores netos de generación son menores que uno y los de demanda son
uno, pues la asignación de pérdidas corresponde solo a la generación. Los
mismos que permiten un correcto cierre financiero del mercado y que la
remuneración total de los cargos de transporte sea cero (Tabla 4-8).
4.1.1.3 Método de Bialek aplicando flujos medios
Para aplicar el método de flujos medios de tal forma de no tener pérdidas de
transmisión, se debe obtener un promedio del flujo por las líneas y agregar la
mitad de éstas a los consumos y restar la mitad a los generadores. En el ejemplo
para el caso de P3 y el flujo P4−3 , se tiene:
P3 = 300 +
P3 =
(83 − 82) (225 − 218)
+
= 304[MW ]
2
2
(83 − 82)
= 82,5[MW ]
2
Los resultados obtenidos se muestran en la siguiente figura:
64
203
304
L3
L4
3
4
P4-3=82,5
P4=285,5
P3=304
P1-4=113,5
P1-3=221,5
P2-4=172
1
2
P1-2=59,5
P2=172
P1=394,5
G2
G1
394,5
112,5
Figura 4-2: Trazo de flujos medios (sistema de cuatro nodos)
El método para el trazado de los flujos de electricidad propuesto, se presenta en
dos versiones. Una que realiza los balances nodales de acuerdo a los retiros de
potencia en los nodos y otro que analiza las inyecciones de potencia en los
nodos.
Para este estudio se utilizó el algoritmo de inyecciones nodales. Partiendo de la
ecuación:
Pi =
∑c
ji
⋅ Pj + PGi
o
Au P = P G
(4-13)
j∈α i( u )
Donde P corresponde al vector desconocido que contiene los flujos nodales
medios y Au es la matriz calculada utilizando los flujos medios del sistema.
Aplicando la ecuación (4-13) al ejemplo se tiene:
65
 1
 − 60
 400
 225
−
 400
 − 115
 400
0
0
1
0
0
1
− 173
0
173
0 
 ( gross )   PG1
0   P1
 ( gross )  
P
P

− 83 . 2 ( gross )  =  G 2

 
283   P3

( gross ) 
P4






1

= 400 
= 400

0

0

 P1 = 394,5 
 P = 172 
 2

Resolviendo el sistema de ecuaciones se tiene: 

 P3 = 304 
 P4 = 285,5
La matriz inversa de [ Au ] corresponde a:
Au
−1
0
 1
 0,1508
1
=
0,6882 0,289

1
0,4385
0 
0
0 
.
1 0,289

0
1 
0
Usando el principio de distribución proporcional se puede encontrar el aporte de
los generadores a los flujos por las líneas, por ejemplo para la línea 4-3, se tiene:
P4−3 =
P4−3
P4
∑ [A ]
4
k =1
−1
u 4k
⋅ PGk
82.5
(0,4385 ⋅ 394,5 + 1 ⋅ 112,5)
285,5
=
49
,3
99
+
32
,3
51
[MW ]
12
12
=
Flujo proveniente de G1
Flujo proveniente de G 2
De la misma forma se puede encontrar el aporte de los generadores a las cargas,
para PL3 se tiene:
66
PL 3 =
PL 3
P3
∑ [A ]
4
k =1
−1
u 3k
⋅ PGk =
304
⋅ (0,6882 ⋅ 394,5 + 0,289 ⋅ 112,5)
304


 = 304[MW ]
PL 3 =  271
,
5
+
32
,
5
{
 123

 Contribución de G1 Contribución de G 2 
Los resultados de los aportes de potencia de la generación a las cargas se
presentan en la siguiente tabla:
Tabla 4-9: Asignación de pérdidas a la generación y carga (sistema de cuatro nodos)
Carga
L3
L4
Total
Pérdidas
Generador
G1
G2
271.5
32.5
123
80
394.5
112.5
5.5
1.5
Total [MW] Pérdidas [MW]
304
203
507
7
4
3
7
14
Por la aplicación del método a los nuevos factores se los llamará “factores
medios” que son presentados junto con los precios nodales a costo marginal del
sistema de 2,00 [$/MWh], en la Tabla 4-10. Los nuevos precios nodales
modificados ( ρ i ), tanto para los nodos de carga como para los nodos de
generación poseen la componente de pérdidas, y es igual al producto del precio
anterior por el factor medio; es decir:
ρ i = λ ⋅ Fi medio
(4-14)
Tabla 4-10: Factores medios y precios nodales (sistema de cuarto nodos)
Nodos
1
2
3
4
Factores medios
Carga
Generación
0,9863
0,9868
1,0133
1,0150
Precios Nodales [$/MWh]
Carga
Generación
1,9725
1,9737
2,0267
2,0300
67
En la Tabla 4-11 se puede observar los resultados de cobros y pagos de cada
agente consumidor y generador y las liquidaciones totales del sistema que
ocasionan la remuneración al transmisor como diferencia de aquellas.
Tabla 4-11: Liquidación con factores medios (sistema de cuatro nodos)
Agente
Pagos
$
G1
G2
L3
L4
Total
608
406
1014
Cobros
$
789
225
1014
RVT
$
0
Análisis de Resultados:
En la tabla 4-9 se muestra la asignación de pérdidas a cada generador y carga del
sistema de cuatro nodos por el uso de la red de transmisión. Se puede observar
que las mayores pérdidas asignadas son para el generador G1 (5,5 [MW]) y la
demanda L3 (4 [MW]), pues son los usuarios de la red que tienen mayor potencia
generada y consumida, respectivamente; además hacen uso de la línea 1-3 para
trasladar el mayor porcentaje de potencia (271,5 [MW]) para el suministro de la
demanda L3, ocasionando las más altas pérdidas del sistema.
En este sistema formado por nodos puros de generación y carga, se asignan las
pérdidas equitativamente entre carga y generación, pues el total de pérdidas
repartidas a la demanda es de 7 [MW] que representa la mitad de las pérdidas
totales del sistema, asignando lo restante a la generación.
Comparando los precios de compra de energía (Tabla 4-10), se observa que la
demanda L4 paga el MWh a mayor precio que la demanda L3; mientras que el
precio de venta para el generador G1 es menor que el del generador G2, éste
fenómeno comprueba que los usuarios que hacen mayor uso de la red pagan
mayor remuneración por recuperación de pérdidas. Así mismo el cierre de
mercado es óptimo ya que los pagos de las demandas son iguales a los cobros
de los generadores (Tabla 4-11).
68
4.1.1.4 Método de Prorrateo
En este método se toman las pérdidas totales del sistema y se las asigna
proporcionalmente al consumo de potencia de las cargas.
Para el ejemplo se puede ver que las pérdidas totales del sistema se encuentran
como la suma de las pérdidas de todas las líneas, esto es:
PT = (225 − 218) + (83 − 82) + (173 − 171) + (60 − 59) + (115 − 112) = 14[MW ]
Asignando las pérdidas para la carga de la barra 3 del ejemplo, se tiene:
∆PL 3 =
C3
300
⋅ PT =
⋅ 14 = 8.4[MW ]
CT
500
A continuación en la Tabla 4-12 se detalla la distribución de las pérdidas según la
participación de las demandas.
Tabla 4-12: Asignación de pérdidas a la carga (sistema de cuatro nodos)
Nodo
1
2
3
4
Total
Generación
[MW]
400
114
514
Pérdidas
Carga
[MW]
[MW]
%
308.4
205.6
514
8.4
5.6
14
60
40
100
Los factores utilizados para calcular los nuevos precios nodales los llamaremos
“factores prorrateo”, por la aplicación del método de asignación de pérdidas.
En tabla 4-7 se muestra los factores prorrateo de cada nodo, y los nuevos precios
nodales de energía a costo marginal del sistema de 2,00 [$/MWh]. Los nuevos
precios nodales modificados ( ρ i ), para los nodos de carga poseen la componente
de pérdidas, y es igual al producto del precio anterior por el factor prorrateo; es
decir:
69
ρ i = λ ⋅ Fi Pr orrateo
(4-15)
Aplicando (4-15) el nuevo precio modificado para el nodo 3 de la Figura 4-1,
queda determinado de la siguiente manera:
ρ 3 = 2 ⋅ 1,028 [$ / MWh]
ρ 3 = 2,056 [$ / MWh]
Tabla 4-13: Factores prorrateo y precios nodales (sistema de cuarto nodos)
Nodos
1
2
3
4
Factores prorrateo
Carga
Generación
1
1
1,028
1,028
Precios Nodales [$/MWh]
Carga
Generación
2
2
2,056
2,056
Los resultados de cobros y pagos de cada agente consumidor y las liquidaciones
totales del sistema que ocasionan la remuneración al transmisor como diferencia
de aquellas, se presentan a continuación:
Tabla 4-14: Liquidación con factores prorrateo (sistema de cuatro nodos)
Agente
G1
G2
L3
L4
Total
Pagos
$
616,8
411,2
1028
Cobros
$
800
228
1028
RVT
$
0
Análisis de Resultados:
En la Tabla 4-12 se muestra que el método no basa la asignación de pérdidas a
las demandas según la medida de uso de la red, sino que lo hace socializando las
pérdidas totales del sistema según la potencia suministrada a cada carga. Por ello
a la demanda L3 se le asigna mayor pérdidas que a la demanda L4, pues
potencia consumida en el nodo 3 representa el 60% de la demanda total del
70
sistema, mientras que la carga del nodo 4 el 40%. De igual forma las pérdidas
asignadas a cada demanda representan los mismos porcentajes.
Los factores prorrateo y el precio nodales de la energía para las cargas son
iguales, porque las pérdidas totales del sistema se reparten proporcionalmente
entre los consumidores.
En la Tabla 4-14 se presenta el resultado de la aplicación del método en las
liquidaciones totales del sistema, observándose que existe un cierre financiero de
mercado.
4.1.2
SISTEMA DE SEIS NODOS
El sistema de prueba de seis nodos y ocho líneas se presenta en la Figura 4-3.
Este sistema corresponde al modelo de Garver que ha sido utilizado en varios
estudios de planificación, de expansión de la red, y de tarifación de transmisión.
Fue tomado de la referencia [13] y los datos de flujos utilizados se obtuvieron la
simulación en el programa computacional PowerWorld®.
Figura 4-3: Sistema de seis nodos (ejemplo de Garver)
71
Los flujos por las líneas y datos de generación y cargas correspondientes a este
sistema son los que se muestran en las siguientes tablas.
Tabla 4-15: Flujos de potencia activa del sistema de 6 nodos
Línea
Desde i
Hasta j
1
2
1
4
1
5
2
3
2
4
2
6
3
5
Flujos de Potencia
Pij [MW]
Pji [MW]
10,24
-10,12
53,3
-48,5
72,03
-69,31
-102,33
123,4
68,99
-63,5
-124,54
126,01
104,27
-98,7
Pérdidas
ij [MW]
0,12
4,8
2,72
21,07
5,49
1,47
5,57
Tabla 4-16: Datos de generación y carga del sistema de 6 nodos
Nodo
1
2
3
4
5
6
Total
Generación [MW] Carga [MW]
191,57
56
0
168
255,67
28
0
112
0
168
126
0
573,24
532
En este sistema de seis nodos, no se aplica detalladamente los métodos de
repartición de pérdidas y la liquidación entre cobros a las demandas y pagos a los
generadores, como se lo hizo en el sistema de prueba de cuatro nodos, pues se
realizó mediante simulaciones, utilizando algoritmos desarrollados por el autor de
este trabajo en Matlab.
En este ejemplo se ha modelado los métodos propuestos por Bialek y el de
Prorrateo. En las tablas que se detallan a continuación se presentan los
resultados de cada método cuando se ha considerado la asignación de pérdidas
para las liquidaciones totales del sistema. Las tablas se dividen en secciones: a)
asignación de pérdidas a la demanda o a la generación dependiendo del método;
b) los factores y precios nodales para generación y carga; y, c) los resultados de
cobros y pagos de cada agente consumidor y generador; y, las liquidaciones
72
totales del sistema que ocasionan la remuneración al transmisor como diferencia
de aquellas. El costo marginal del sistema utilizado es de 2,00 [$/MWh].
Tabla 4-17: Liquidación del sistema de seis nodos considerando factores gruesos
a)
Carga
L1
L2
L3
L4
L5
Total
G1
56
7,259
0
56,283
72,028
191,566
Generador
G3
0
87,477
28
35,926
104,267
255,664
G6
0
89,32
0
36,68
0
126
Total [MW] Pérdidas [MW]
56
184,056
28
128,889
176,295
573,24
0
16,056
0
16,889
8,295
41,24
b)
Nodos
1
2
3
4
5
6
Factores gross
Precios Nodales [$/MWh]
Carga
Generación
Carga
Generación
1,0000
1
2,0000
2
1,0956
2,1911
1,0000
1
2,0000
2
1,1507
2,3015
1,0493
2,0987
1
2
c)
Agente
G1
G3
G6
L1
L2
L3
L4
L5
Total
Pagos
$
112,00
368,11
56,00
257,77
352,58
1146,5
Cobros
$
383,14
511,34
252,00
1146,5
RVT
$
0
Análisis de Resultados:
En la sección a) de la Tabla 4-17 se muestra las asignaciones de las pérdidas
totales de la red del sistema de seis nodos a los consumidores. En ella se revela
que las demandas L1 y L3 no asumen pérdidas, esto se debe a que el nodo1 y 3
poseen un nivel de potencia generada mayor que la consumida, abasteciendo de
esta manera a las cargas de dichas barras, es decir que no necesitan que se les
suministre potencia desde otros generadores, en este flujo puntual. De esta
manera las cargas que asumen las pérdidas de la red son L2, L4 y L5, ubicadas
en nodos netamente consumidores de potencia lo que implica que se les debe
73
suministrar MW por parte de los generadores y haciendo uso de la red de
transmisión, en este flujo puntual.
Es así, que los factores gruesos de las cargas de los nodos 1 y 3 no reflejan
componente de pérdidas; mientras que para los nodos 2,4 y 5 se les asignan las
pérdidas totales del sistema. Con estos valores se calculan los nuevos precios
nodales.
De esta forma la componente de pérdidas marginales de transmisión en los
precios nodales brinda señales de ubicación adecuadas en la red a los agentes
del MEM y logra anular la diferencia entre pagos de los consumidores y cobros de
los generadores.
Tabla 4-18: Liquidación del sistema de seis nodos considerando factores netos
a)
Generador
G1
G3
G6
Total
L1
56,00
0,00
0,00
56,00
L2
7,17
72,54
88,29
168,00
Carga
L3
0,00
28,00
0,00
28,00
L4
51,21
27,42
33,37
112,00
L5
69,30
98,70
0,00
168,00
Total [MW] Pérdidas [MW]
183,69
226,66
121,65
532,00
7,88
29,01
4,35
41,24
b)
Nodos
1
2
3
4
5
6
Factores gross
Precios Nodales [$/MW]
Carga
Generación
Carga
Generación
0,9588
1,9177
1
2
1
2
0,8865
1,7731
1
2
1
2
1
2
0,9655
1,9310
c)
Agente
G1
G3
G6
L1
L2
L3
L4
L5
Total
Pagos
$
112,0
336,0
56,0
224,0
336,0
1064,0
Cobros
$
367,37
453,32
243,31
1064,0
RVT
$
0
Análisis de Resultados:
En la sección a) de la Tabla 4-18 se muestra las asignaciones de las pérdidas
totales de la red a los generadores. En ella se puede observar que el mayor
74
porcentaje de pérdidas son asignadas a los generadores G3 y G1,
respectivamente; pues éstos suministran la mayor cantidad de potencia al sistema
alimentado a la mayoría de las demandas, razón por la cual sus MW generados
recorren gran parte de las líneas de transmisión de todo el sistema. Esto como
caso puntual, para este flujo de potencia.
A través de la asignación de pérdidas totales de la red se puede ilustrar los
factores netos en b) y se determinar los nuevos precios nodales para los
generadores. Es decir los nuevos precios nodales para generadores no dejan de
lado la señal de pérdidas marginales de transmisión; mientras los precios para la
demandas no toman en cuenta esta señal. Este efecto permite que la RVT sea
cero, pues la diferencia entre los cobros y pagos entre agentes es nula.
Tabla 4-19: Liquidación del sistema de seis nodos considerando factores medios
a)
Generador
Carga
Total
Pérdidas
G1
G3
G6
59,820
0,000
0,000
59,820
3,820
L1
7,464
82,553
91,848
181,865
13,865
L2
0,000
41,320
0,000
41,320
13,320
L3
53,616
30,109
33,417
117,142
5,142
L4
70,666
101,479
0,000
172,145
4,145
L5
191,566
255,462
125,265
572,293
40,293
Total
0,004
0,208
0,735
0,947
41,240
Pérdidas
b)
Factores gross
Precios Nodales [$/MWh]
Nodos
Carga
Generación
Carga
Generación
0,99998
1,99996
1,0682
2,1364
1
1,0825
2,1651
2
0,99919
1,99837
1,4757
2,9514
3
1,0459
2,0918
4
1,0247
2,0493
5
0,99417
1,98833
6
c)
Agente
Pagos
Cobros
$
$
383,13
G1
510,92
G3
G6
250,53
L1
119,6
L2
363,7
L3
82,6
RVT
234,3
L4
$
344,3
L5
0
1144,6
1144,6
Total
75
Análisis de Resultados:
Con los resultados de la tabla 4-19 se comprueba que con una adecuada
asignación de las pérdidas de transmisión a los usuarios del sistema, se logra
eliminar la remuneración al transmisor.
Para ello a cada usuario de la red se le asignó un porcentaje de las pérdidas
totales de transmisión, luego se calcularon los nuevos factores medios para
generadores y cargas; y, por último se determinó los nuevos precios nodales.
Estos precios son diferentes para todos los nodos de la red sea para generación o
carga ya que reflejan las pérdidas marginales de transmisión, permitiendo de esta
manera atenuar la señal de pérdidas para lograr que la diferencia entre cobros y
pagos sea nula.
Tabla 4-20: Liquidación del sistema de seis nodos considerando factores prorrateo
a)
Generación
Carga
Pérdidas
Nodo
[MW]
[MW]
[MW]
%
1
191,57
60,34
4,34
10,53
2
181,02
13,02
31,58
3
255,67
30,17
2,17
5,26
4
120,68
8,68
21,05
5
181,02
13,02
31,58
6
126,00
Total
573,24
573,24
41,24
100
b)
Factores gross
Precios Nodales [$/MWh]
Nodos
Carga
Generación
Carga
Generación
1
2
1
1,078
2,155
2
1,078
2,155
1
2
3
1,078
2,155
4
1,078
2,155
1,078
2,155
5
1
2
6
c)
Agente
Pagos
Cobros
$
$
383,14
G1
511,34
G3
G6
252
L1
120,7
L2
362,0
L3
60,3
RVT
L4
241,4
$
362,0
L5
0
Total
1146,5
1146,5
76
Análisis de Resultados:
Los resultados de la tabla 4-19 ilustran el efecto de la repartición proporcional de
las pérdidas de transmisión en los precios nodales, en las liquidaciones de
energía y en la remuneración variable al trasmisor. Para esto se consideró la
repartición de las pérdidas según la potencia suministrada a cada carga. Es así
que se le asigna mayores pérdidas a las demandas L2 y L5, pues estas cargas
son iguales y las mayores del sistema representando cada una el 31,58% de la
demanda total del sistema. Con esto se calculan los factores prorrateo y los
nuevos precios nodales que son iguales para todas las cargas, pues las pérdidas
no son repartidas según la utilización de la red.
Estos nuevos precios no toman en cuenta la señal de pérdidas marginales de
transmisión. Es decir los precios de carga no dan señales de ubicación, pero los
costos por pérdidas de transmisión son recuperados en su totalidad ya que se
logra anular la remuneración variable al transmisor.
4.2 APLICACIÓN
EN
EL
SISTEMA
NACIONAL
INTERCONECTADO
En esta sección se modelan los métodos de asignación de pérdidas y las
liquidaciones totales del Sistema Nacional Ecuatoriano. Para ello se definió
sistemas de potencia en escenarios diferentes a una hora pico (20 horas). Los
esquemas, datos de generación y carga; y, las características de los sistemas
fueron proporcionados por el CENACE. Los flujos de potencia activa utilizados se
obtuvieron a través de simulaciones en el programa computacional PowerWorld®.
El esquema del Sistema Nacional Interconectado, SNI, utilizado para las
transacciones comerciales se presenta en el Anexo B.
Con estos datos se procede a analizar y comparar los efectos de los métodos de
asignación de las pérdidas en las liquidaciones de energía y, sobre todo en la
remuneración al transmisor del sistema Eléctrico Ecuatoriano. Para ello, se
efectuaron simulaciones mediante los programas implementados en Matlab, para
77
el caso de los métodos propuestos por Bialek y Prorrateo (Ver anexo C). Las
simulaciones se efectuaron sobre sistemas eléctricos de diferentes características
de generación, demanda y escenario hidrológico, de forma tal de comparar la
posible similitud de los resultados numéricos de cada uno de los métodos. A
continuación se detallan los escenarios con los días y mes escogidos.
Escenario lluvioso, con alta disponibilidad hidráulica y elevada producción
energética de centrales hidroeléctricas. En este escenario el precio marginal de la
energía es bajo, pues los costos de producción del MWh de los generadores
hidroeléctricos son menores que los costos de los térmicos. De esta manera los
días seleccionados son: miércoles 18, sábado 21 y domingo 22 de enero del
2006.
Escenario seco, con baja disponibilidad hidráulica y elevada producción
energética de centrales térmicas. En este escenario el precio marginal de la
energía es alto comparado con el escenario lluvioso, pues los costos de
producción de energía de los generadores térmicos son mayores que los costos
de los hidráulicos. De esta manera los días seleccionados son: miércoles 19,
sábado 22 y domingo 23 de julio del 2006.
En la tabla 4-21 se detalla las
condiciones de generación y demanda para los días antes mencionados.
Tabla 4-21: Generación y Demanda
Día
18/01/2006
21/01/2006
22/01/2006
19/07/2006
22/07/2006
23/07/2006
Generación [MW]
2228,88
2109,17
2036,87
2243,99
2082,35
1911,63
Carga [MW]
2196,27
2064,54
1993,20
2197,87
2045,71
1878,96
Pérdidas [MW] Pérdidas [%]
32,61
1,463%
44,63
2,116%
43,67
2,144%
46,12
2,055%
36,64
1,759%
32,67
1,709%
Al igual que en los dos sistemas presentados anteriormente, en el presente
sistema se aplicaron los métodos de repartición de pérdidas de Bialek y Prorrateo,
luego se calcularon los precios nodales para cada agente generador o
consumidor, y por último, se evaluaron las transacciones comerciales de energía.
Es así que para el día 18 de enero del 2006 se presenta en las siguientes tablas
los resultados de los precios nodales, ingreso económico de los generadores y
78
pago de los consumidores, junto a estos datos se muestra los resultados
obtenidos por el método aplicado actualmente con Factores de Nodo. Los
resultados para el resto de días escogidos se detallan en el Anexo D.
Tabla 4-22: Precios nodales de generación
P. GENERACIÓN
HIDRO AGOYAN
G. AMBATO
G. CENT. SUR
G. ESMERALDAS
G. MANABI
G. ELECTROECUADOR
G. EMELNORTE1
G. EMELNORTE2
G. QUITO
G. QUITO
G. REG. SUR
G. RIOBAMBA
G. STA. ELENA
ELECTROQUILU1-U2
ELECTROQUILU3-U4
TERMOPICHINCHA-GUAN
TERMOPICHINCHA-STRS
INTER. COLOMBIA
HIDROPAUTE
HIDRO PUCARA
ELECTROGUAYAS
ELECTROGUAYAS
ELECTROGUAYAS
TERMOESMERALDAS
G. COTOPAXI
G. BOLIVAR
ENERGYCORP
HIDRONACION
EMAAPQ
SANCELA
MACH PW
PBAGE1
ECOLUZ
HIDROABANICO
CEM.SELVA ALEGRE
PRECIOS NODALES ($/MWh)
FN
GRUESOS
NETOS
76,027
86,859
76,979
73,835
90,812
75,644
85,895
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
74,991
75,857
75,490
74,081
75,329
75,821
75,833
MEDIOS
PRORRATEO
75,681
69,200
75,411
75,881
74,650
75,794
73,934
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
79,367
75,859
75,851
75,749
75,859
81,910
75,859
75,508
75,792
75,859
80,659
75,859
75,797
75,275
75,859
82,972
77,021
85,042
72,883
75,859
75,859
75,859
75,859
75,855
75,643
75,847
74,742
73,242
73,095
70,854
76,017
75,859
75,859
75,859
75,859
72,478
75,859
73,679
75,714
75,859
81,740
79,998
79,326
73,242
77,073
75,644
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,550
75,797
75,827
74,143
74,795
75,821
76,109
75,275
75,895
75,653
75,998
75,794
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,246
75,416
75,859
75,859
75,627
75,081
76,030
74,049
75,859
75,859
72,553
79,302
77,021
75,246
79,367
79,998
79,811
73,277
75,246
82,368
76,979
85,895
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
74,081
75,570
75,643
75,627
72,588
75,797
75,570
74,259
75,627
75,508
75,490
75,833
75,881
68,927
73,095
76,030
75,196
75,275
68,927
75,191
76,030
75,792
75,411
73,934
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
79
Tabla 4-23: Precios nodales de carga
EMPRESA
DEEAMBAT
DEEAZOGU
DEEBOLIV
DEECOTOP
PRECIOS NODALES ($/MWh)
P. RECEPCIÓN
FN
GRUESOS
AMBATO1
AMBATO2
AZOGUES
BOLIVAR
COTOPAXI1
COTOPAXI2
ESMERALDAS
LOS RIOS
MANABI
CHONE
MILAGRO
VIC1
VIC2
NETOS
MEDIOS
PRORRATEO
86,859
76,569
75,859
75,934
76,985
77,390
76,760
75,859
77,327
76,985
76,979
77,021
86,859
76,612
76,728
76,569
75,859
75,859
75,859
76,544
76,750
75,934
76,985
76,985
76,985
79,811
76,785
75,859
76,637
76,985
73,835
78,574
90,812
75,859
79,419
75,859
75,859
77,579
76,815
76,985
76,985
84,452
79,979
78,146
75,859
75,859
77,738
76,815
76,985
76,985
75,599
82,368
77,466
76,320
75,859
75,859
78,155
76,266
76,985
76,985
TR
PAPA
GUAN
POMASQUI
PINTEX
81,910
80,659
79,998
81,740
79,301
79,326
76,320
76,923
76,923
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
76,266
76,020
76,020
75,959
75,872
75,872
76,985
76,985
76,985
76,985
76,985
76,985
CENT. SUR
REG. SUR
EL ORO
RIOBAMBA
ELENA
76,979
82,972
73,931
77,021
85,042
76,612
78,044
76,537
76,728
78,762
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
76,544
76,656
76,198
76,750
76,903
76,985
76,985
76,985
76,985
76,985
MORR
WER
74,099
72,883
76,812
75,859
75,859
75,859
76,336
80,588
76,985
76,985
DEESTDMG
STO. DMGO
DEEEMELEC
BARRA A CHAMBERS
DVERG
POLICENTRO
DTRGU
DAULE
QUEVEDO1
EMEL
QUEVEDO2
CHONGON
79,339
75,644
79,185
76,145
75,859
75,859
77,929
76,011
76,985
76,985
75,901
77,443
75,549
75,901
79,561
75,599
78,095
85,103
76,050
79,367
85,895
85,883
76,815
77,371
75,859
76,815
77,471
77,466
77,471
77,017
77,529
76,694
77,017
77,017
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
77,821
76,133
75,963
77,821
76,696
78,155
76,696
76,303
75,953
75,925
76,303
76,303
76,985
76,985
76,985
76,985
76,985
76,985
76,985
76,985
76,985
76,985
76,985
76,985
78,574
77,443
75,599
74,099
75,644
79,419
76,815
77,466
76,812
76,145
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
76,815
77,821
78,155
76,336
76,011
76,985
76,985
76,985
76,985
76,985
DEEESMER
DEELRIOS
DEEMANABI
DEEMILAG
DEEQUITO
DEECNSUR
DEEREGSR
DEEELORO
DEERIOBA
DEESTAEL
EMELGUR
DEEMELNO
GCKBLY
GCAGA
GCPPLR
GCNIRSA
GC PICA
GCFABRIL
GCEXPALSA
CRIDESA
BASE NAVAL
CARTONERA
2 CERRITOS
TULCAN
IBARRA34
IBARRA69
KYMBERLY
AGA
PAPELERA
NIRSA
PICA1
PICA2
77,443
76,815
75,859
77,821
76,985
LAFABRIL
EXPALSA
CRIDESA
NAVAL
CARTONERA
90,812
75,599
75,901
75,549
75,549
79,979
77,466
76,815
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
77,738
78,155
77,821
75,963
75,963
76,985
76,985
76,985
76,985
76,985
80
INTERAGUA
JABONERÍA
PLASTICAUCH
PLASTIGAMA
PLASTICOS
PROMARISCO
PLASTIEMPAQ
FISA
GC
GC
GC
GC
GC
GC
GC
GC
PRONACA
INTERAGUA
JABONERÍA
PLASTICAUCHO
PLASTIGAMA
PLASTICOS
PROMARISCO
PLASTIEMPAQ
FISA
EMPESEC
MOLINERA
CEM.CHIMB
TEXTILES RB
EL CAFÉ
FAB GUAY
FAM. SANC.
ECUACERÁMICA
PRN_DURAN
PRN_QUEVEDO
SAN CARLOS
FADESA
PROQUIMSA
AQUAMAR
HOTEL COLON
CERVECERÍA
PASTLIT
PLASLIT
HOTEL ORO VERDE HOTEL ORO VERDE
EBC GUAYAQUIL
EBC GUAYAQUIL
ODEBRECHT
ODEBRECHT
GC PRONACA
PRON BUCAY
PRON STO. DOMINGO
AZUCARERA
VALDEZ
ECUDOS
ECUDOS
CODANA
CODANA
SOLUBLES
SOLUBLES
GC
FADESA
PROQUIMSA
AQUAMAR
HOTEL COLON
CERVECERÍA
ECUAPLANTACION
PLASTIGUAYAS
SALICA
CARTORAMA
RIALTO
NAPORTEC
PROCARSA
HOLCIM GUAY
EXPORKLORE
GRASAS UNICOL
TECNOPLAST
AJECUADOR
STA. PRISCILA
PRODUCARGO
ECUAPLANTACION
PLASTIGUAYAS
SALICA
CARTORAMA
RIALTO
NAPORTEC
PROCARSA
HOLCIM GUAY
EXPORKLORE
GRASAS UNICOL
TECNOPLAST
AJECUADOR S.A.
STA. PRISCILA
PRODUCARGO
75,901
75,901
86,859
75,599
77,443
75,599
76,050
77,443
75,901
75,644
77,021
79,811
77,443
75,644
79,811
77,021
75,599
79,561
75,599
75,644
75,901
75,599
77,443
75,901
77,443
75,644
77,443
77,390
75,599
79,339
75,599
75,599
75,599
75,644
76,050
75,644
74,099
75,901
76,979
75,549
76,050
75,644
75,644
75,644
75,901
75,901
75,644
75,599
76,815
76,815
76,569
77,466
77,371
77,466
77,529
76,815
76,815
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
77,821
77,821
75,934
78,155
76,133
78,155
75,953
77,821
77,821
76,985
76,985
76,985
76,985
76,985
76,985
76,985
76,985
76,985
76,145
76,728
75,859
75,859
76,011
76,750
76,985
76,985
76,785
77,371
76,145
76,785
76,728
77,466
77,471
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
76,637
76,133
76,011
76,637
76,750
78,155
76,696
76,985
76,985
76,985
76,985
76,985
76,985
76,985
77,466
76,145
76,815
77,466
77,371
76,815
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
78,155
76,011
77,821
78,155
76,133
77,821
76,985
76,985
76,985
76,985
76,985
76,985
76,815
75,859
77,821
76,985
76,145
77,371
75,859
75,859
76,011
76,133
76,985
76,985
76,760
75,859
77,327
76,985
77,466
79,185
77,466
77,466
77,466
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
78,155
77,929
78,155
78,155
78,155
76,985
76,985
76,985
76,985
76,985
76,145
75,859
76,011
76,985
77,466
76,145
76,812
76,815
76,612
75,859
77,466
75,859
76,145
76,145
76,815
76,815
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
75,859
78,155
76,011
76,336
77,821
76,544
75,963
78,155
80,588
76,011
76,011
77,821
77,821
76,985
76,985
76,985
76,985
76,985
76,985
76,985
76,985
76,985
76,985
76,985
76,985
76,145
75,859
76,011
76,985
77,466
75,859
78,155
76,985
81
Tabla 4-24: Ingreso económico de los generadores
INGRESO ECONOMICO DE LOS GENERADORES [$]
CENTRAL
FN
GRUESOS
NETOS
MEDIOS
PRORRATEO
HIDRO AGOYAN
5.891,34
5.878,31
5.811,09
5.864,54
5.878,31
ECUAPOWER
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
G. AMBATO
35,22
30,76
30,76
28,06
30,76
G. CENT. SUR
3.757,97
3.703,28
3.685,28
3.681,40
3.703,28
G. EL ORO
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
G. ESMERALDAS
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
G. MANABI
626,39
523,25
523,25
312,18
523,25
G. ELECTROECUADOR
4.335,46
4.347,78
4.345,62
4.344,07
4.347,78
G. EMELNORTE
957,27
866,29
866,06
850,88
866,29
G. QUITO
7.072,81
6.579,27
6.556,08
6.560,59
6.579,27
G. REG. SUR
589,47
538,93
538,91
520,34
538,93
G. RIOBAMBA
955,83
941,40
938,72
907,10
941,40
G. STA. ELENA
542,06
483,52
483,45
451,62
483,52
G. E.E.LOS RIOS
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
ELECTROQUIL
11.415,82
11.918,10
11.651,31
11.916,90
11.918,10
TERMOPICHINCHA
2.452,19
2.275,77
2.266,49
2.283,28
2.275,77
INTER. COLOMBIA
16.886,62
16.148,58
16.141,81
16.156,16
16.148,58
MEXICO
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
G. MILAGRO
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
HIDROPAUTE
42.800,24
44.329,36
43.326,47
44.209,13
44.329,36
HIDRO PUCARA
5.307,86
5.224,27
5.151,03
5.233,84
5.224,27
G. STO. DMGO
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
ELECTROGUAYAS
24.749,09
24.880,02
24.778,35
24.716,10
24.880,02
TERMOESMERALDAS
9.117,04
9.532,43
9.309,07
9.535,22
9.532,43
G. COTOPAXI
348,25
333,13
331,86
302,69
333,13
G. BOLIVAR
62,39
61,45
61,27
59,21
61,45
ENERGYCORP
7.427,22
7.487,69
7.464,77
7.504,62
7.487,69
HIDRONACION
10.685,24
10.212,99
9.772,69
10.123,77
10.212,99
EMAAPQ
1.128,93
1.070,52
1.069,65
1.062,28
1.070,52
SANCELA
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
MACH PW
9.240,91
9.566,46
9.364,71
9.482,23
9.566,46
PBAGE1
757,30
763,47
761,13
765,20
763,47
ECOLUZ
161,93
152,75
152,05
152,62
152,75
SAN CARLOS
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
INTER. PERU
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
ECOELECTRIC
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
LUCEGA
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
HIDROABANICO
1.160,23
1.143,35
1.137,79
1.136,59
1.143,35
CEM.SELVA ALEGRE
98,63
87,11
87,08
84,90
87,11
TOTAL
168.563,71 169.080,24 166.606,74 168.245,51 169.080,24
82
Tabla 4-25: Pago de los consumidores
PAGO DE LOS DISTRIBUIDORES [$]
EMPRESA
AMBATO
AZOGUES
BOLIVAR
COTOPAXI
ESMERALDAS
LOS RIOS
MANABI
MILAGRO
QUITO
CENT. SUR
REG. SUR
EL ORO
RIOBAMBA
STA. ELENA
STO. DMGO
EMELEC
EMELGUR
EMELNORTE
KYMBERLY
AGA
PAPELERA
NIRSA
PICA
ADELCA
AGLOMER
GUAPAN
LAFABRIL
EXPALSA
CRM
CRIDESA
NAVAL
CARTONERA
INTERAGUA
JABONERÍA
ERCO
CARTOPEL
ENKADOR
PLASTICAUCHO
PLASTIGAMA
PLASTICOS
PROMARISCO
PLASTIEMPAQ
FISA
ROCACEM LAT
CEDAL
ITCNXCOL
GRAIMAN
PROVEFRUT
EMPESEC
MOLINERA
CEM.CHIMB
TEXTILES RB
EL CAFÉ
FAB GUAY
FAM. SANC.
ECUACERÁMICA
FN
GRUESOS
NETOS
MEDIOS
PRORRATEO
6.528,89
982,18
893,08
3.470,75
4.741,04
3.180,41
14.321,51
4.827,38
41.345,37
8.697,81
3.085,36
6.173,91
2.909,43
4.357,41
4.173,21
40.733,95
9.754,01
5.753,97
91,15
5,38
524,85
173,28
252,21
0,00
0,00
0,00
200,73
259,36
0,00
224,95
180,55
103,80
1.247,68
63,83
0,00
0,00
0,00
151,38
170,48
123,29
100,14
96,35
148,93
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
89,71
121,57
359,53
0,00
181,37
90,48
132,81
114,55
6.490,02
1.217,64
827,54
3.960,94
4.871,01
3.306,73
12.395,84
5.765,71
33.841,45
6.882,87
2.347,63
6.391,49
2.418,47
3.874,64
4.225,30
45.203,84
13.062,05
3.208,99
92,13
5,34
537,81
179,58
251,69
0,00
0,00
0,00
176,79
265,77
0,00
227,66
181,29
104,23
1.262,71
64,60
0,00
0,00
0,00
140,27
174,69
123,17
102,61
98,23
147,72
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
90,80
122,37
358,17
0,00
181,20
91,08
127,77
114,12
6.418,46
1.205,67
818,16
3.915,45
4.871,01
3.158,50
11.829,97
5.646,10
33.609,99
6.815,22
2.281,91
6.334,90
2.391,06
3.756,53
4.047,83
44.868,24
12.803,05
3.163,67
88,00
5,27
526,66
177,34
249,19
0,00
0,00
0,00
167,68
260,25
0,00
224,83
181,29
104,23
1.246,99
63,80
0,00
0,00
0,00
138,82
171,06
120,77
100,48
96,11
145,88
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
89,67
121,92
354,11
0,00
177,66
90,74
126,23
112,82
6.508,54
1.216,56
827,77
3.948,07
4.981,46
3.198,32
12.084,41
5.817,02
33.673,22
6.876,76
2.305,88
6.363,20
2.419,14
3.800,77
4.158,30
45.096,29
12.934,49
3.178,73
89,11
5,41
542,60
178,45
253,91
0,00
0,00
0,00
171,83
268,13
0,00
230,64
181,54
104,37
1.279,24
65,45
0,00
0,00
0,00
140,07
176,24
121,20
103,52
96,23
149,66
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
91,98
122,16
358,27
0,00
178,30
90,92
127,52
114,15
6.513,75
1.223,57
830,31
3.973,58
4.943,32
3.205,39
12.005,60
5.729,92
34.108,97
6.916,40
2.315,79
6.428,95
2.426,56
3.812,30
4.107,93
45.534,35
12.993,13
3.210,64
89,30
5,35
534,47
179,97
252,89
0,00
0,00
0,00
170,17
264,12
0,00
228,17
183,98
105,78
1.265,50
64,74
0,00
0,00
0,00
140,88
173,60
122,56
101,97
97,54
148,05
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
91,00
123,73
359,37
0,00
180,30
92,09
128,10
114,50
83
ITALPISOS
PRONACA
INCASA
SAN CARLOS
FADESA
PROQUIMSA
AQUAMAR
HOTEL COLON
CERVECERÍA
BOPP QUITO
DELTEX QUITO
NOVOPAN QUITO
DANEC QUITO
EBC QUITO
PLASLIT
HOTEL ORO VERDE
EBC GUAYAQUIL
ODEBRECHT
PRONACA BUCAY
PRONACA STO. DOMINGO
VALDEZ
ECUDOS
CODANA
PINTEX
SOLUBLES
ECUAPLANTACION
PLASTISACKS
PLASTIGUAYAS
SALICA
CARTORAMA
RIALTO
LANAFIT
NOVACERO
NAPORTEC
PROCARSA
HOLCIM GUAY
MALCA
EXPORKLORE
GRASAS UNICOL
TECNOPLAST
AJECUADOR S.A.
STA. PRISCILA
PRODUCARGO
TOTAL
0,00
152,65
0,00
31,25
115,75
178,90
66,29
82,55
255,67
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
248,36
67,74
198,32
135,16
59,24
60,31
30,66
41,13
45,96
0,00
94,96
66,47
0,00
67,63
78,65
133,78
61,95
0,00
0,00
214,46
65,07
616,50
0,00
121,19
42,04
71,60
48,09
89,28
0,00
174.679,65
0,00
154,12
0,00
32,02
116,52
181,06
67,93
82,48
258,75
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
246,35
68,19
198,13
134,06
60,70
60,20
31,42
42,15
47,10
0,00
95,59
67,70
0,00
68,07
81,53
135,40
61,66
0,00
0,00
215,34
66,28
618,25
0,00
122,00
42,32
72,46
48,67
89,87
0,00
169.080,24
0,00
0,00
0,00
150,92
154,66
153,16
0,00
0,00
0,00
31,35
32,30
31,82
116,08
116,32
117,81
178,80
183,43
181,46
66,52
68,53
67,50
80,87
81,16
82,07
255,52
262,13
259,32
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
243,28
249,57
246,89
67,93
68,07
68,94
194,26
194,96
197,14
132,48
135,05
134,45
59,44
61,24
60,32
57,67
59,24
58,53
30,77
31,70
31,23
41,27
42,52
41,88
46,12
47,52
46,81
0,00
0,00
0,00
95,23
95,42
96,64
66,30
68,31
67,28
0,00
0,00
0,00
67,82
67,95
68,82
80,52
81,03
81,72
133,71
137,17
135,70
61,05
61,60
61,96
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
215,34
215,64
218,54
64,91
66,87
65,87
618,25
656,79
627,43
0,00
0,00
0,00
121,54
121,78
123,34
42,16
42,24
42,78
71,56
73,41
72,62
48,06
49,31
48,78
89,53
89,71
90,86
0,00
0,00
0,00
166.606,74 168.245,51 169.080,24
Con las liquidaciones totales de energía, se resume en la Figura 4-4 y Tabla 4-26
la validez de la aplicación de la eliminación de la diferencia entre cobros y pagos,
de la remuneración al transmisor.
84
Figura 4-4: Liquidación Total del Sistema
176.000
174.000
172.000
170.000
168.000
166.000
164.000
162.000
Ingreso de los generadores
Fn
F. Gruesos
Pago de los consumidores
F. Netos
F. Medios
F. Prorrateo
Fn
F. Gruesos
F. Netos
F. Medios
F. Prorrateo
Pago de los consumidores
174.679,65
169.080,24
166.606,74
168.245,51
169.080,24
Ingreso de los generadores
168.563,71
169.080,24
166.606,74
168.245,51
169.080,24
Pago de los consumidores
Ingreso de los generadores
Tabla 4-26: Remuneración al transmisor
Día
18/01/2006
21/01/2006
22/01/2006
19/07/2006
22/07/2006
23/07/2006
Fn
6.115,94
4.579,36
5.208,42
12.045,02
11.111,00
12.274,53
RVT [$]
F. Gruesos
F. Netos
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
F. Medios
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
F. Prorrateo
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
Los resultados presentados anteriormente comprueba que las señales adecuadas
de pérdidas marginales en los precios nodales, logran eliminar la remuneración al
transmisor. Los precios y las liquidaciones totales de los sistemas se realizaron
asumiendo la demanda total en el mercado spot.
Se ha demostrado también, que una vez activado los contratos que existieron en
ese período (hora 20), se ha logrado el cierre financiero con cada uno de los
métodos analizados.
Los nuevos precios de compra y venta de energía calculados con los métodos de
Bialek y Prorrateo, poseen la componente de pérdidas ( ρ i = λ ± η i , pérdidas ). Como
85
se puede observar en el Figura 4-5, la energía contratada en el mercado a
término por los agentes generadores o consumidores, sólo pagan pérdidas de
transmisión, es decir los generadores reciben menos remuneración por venta de
energía en su nodo ( − η i , perdidas ) y
los consumidores pagan el porcentaje de
pérdidas asignado en su nodo ( + η i , perdidas ).
Figura 4-5: Componente del precio de la energía en el mercado de contratos
Por otro lado, la energía comprada o vendida en el mercado spot paga pérdidas
de transmisión y el costo marginal de la energía a esa hora según sea el método,
como se presenta en la Figura 4-6.
86
Figura 4-6: Componente del precio de la energía en el mercado de contratos
Debido a que los contratos se pactan libremente entre los agentes en cualquier
barra de interés (barra de mercado, barra del consumidor o barra del Generador),
se asumirá que la energía entregada o recibida por un determinado agente, se la
realiza en los puntos de entrega o recepción de energía de los generadores o
consumidores asumiendo las pérdidas de transmisión según el método de
asignación de pérdidas.
Para el día 18 de enero del 2006 se muestra en las Tablas 4-27 y 4-28, las
liquidaciones totales del sistema.
87
Tabla 4-27: Ingreso económico de los generadores activados los contratos de energía
INGRESO ECONOMICO DE LOS GENERADORES [$]
GRUESOS
NETOS
MEDIOS
PRORRATEO
CENTRAL
HIDRO AGOYAN
1,41
-65,81
-12,36
1,41
ECUAPOWER
0,00
0,00
0,00
0,00
G. AMBATO
30,76
30,76
28,06
30,76
G. CENT. SUR
0,00
-18,00
-21,88
0,00
G. EL ORO
0,00
0,00
0,00
0,00
G. ESMERALDAS
0,00
0,00
0,00
0,00
G. MANABI
523,25
523,25
312,18
523,25
G. ELECTROECUADOR
4.347,78
4.345,62
4.344,07
4.347,78
G. EMELNORTE
866,29
866,06
850,88
866,29
G. QUITO
5.238,53
5.215,34
5.219,85
5.238,53
G. REG. SUR
538,93
538,91
520,34
538,93
G. RIOBAMBA
941,40
938,72
907,10
941,40
G. STA. ELENA
483,52
483,45
451,62
483,52
G. E.E.LOS RIOS
0,00
0,00
0,00
0,00
ELECTROQUIL
11.918,10 11.651,31 11.916,90
11.918,10
TERMOPICHINCHA
369,81
360,53
377,32
369,81
INTER. COLOMBIA
16.148,58 16.141,81 16.156,16
16.148,58
MEXICO
0,00
0,00
0,00
0,00
G. MILAGRO
0,00
0,00
0,00
0,00
HIDROPAUTE
-2.075,01 -3.077,90 -2.195,24
-2.075,01
HIDRO PUCARA
2,87
-70,38
12,44
2,87
G. STO. DMGO
0,00
0,00
0,00
0,00
ELECTROGUAYAS
19.549,78 19.448,10 19.385,85
19.549,78
TERMOESMERALDAS
0,00
-223,36
2,79
0,00
G. COTOPAXI
0,00
-1,27
-30,44
0,00
G. BOLIVAR
61,45
61,27
59,21
61,45
ENERGYCORP
7.487,69
7.464,77
7.504,62
7.487,69
HIDRONACION
2.546,79
2.106,49
2.457,57
2.546,79
EMAAPQ
0,00
-0,87
-8,24
0,00
SANCELA
0,00
0,00
0,00
0,00
MACH PW
9.566,46
9.364,71
9.482,23
9.566,46
PBAGE1
763,47
761,13
765,20
763,47
ECOLUZ
0,00
-0,71
-0,13
0,00
SAN CARLOS
0,00
0,00
0,00
0,00
INTER. PERU
0,00
0,00
0,00
0,00
ECOELECTRIC
0,00
0,00
0,00
0,00
LUCEGA
0,00
0,00
0,00
0,00
HIDROABANICO
1.143,35
1.137,79
1.136,59
1.143,35
CEM.SELVA ALEGRE
87,11
87,08
84,90
87,11
80542,32
78068,86
79707,56
80542,31
TOTAL
El signo (-) de los ingresos económicos de los generadores representa el pago
por pérdidas o la compra de energía en el mercado spot, para cumplir la energía
pactada a esa hora entre generadores y consumidores.
88
Tabla 4-28: Pago de los consumidores activado los contratos
PAGO DE LOS DISTRIBUIDORES [$]
EMPRESA
AMBATO
AZOGUES
BOLIVAR
COTOPAXI
ESMERALDAS
LOS RIOS
MANABI
MILAGRO
QUITO
CENT. SUR
REG. SUR
EL ORO
RIOBAMBA
STA. ELENA
STO. DMGO
EMELEC
EMELGUR
EMELNORTE
KYMBERLY
AGA
PAPELERA
NIRSA
PICA
ADELCA
AGLOMER
GUAPAN
LAFABRIL
EXPALSA
CRM
CRIDESA
NAVAL
CARTONERA
INTERAGUA
JABONERÍA
ERCO
CARTOPEL
ENKADOR
PLASTICAUCHO
PLASTIGAMA
PLASTICOS
PROMARISCO
PLASTIEMPAQ
FISA
ROCACEM LAT
CEDAL
ITCNXCOL
GRAIMAN
PROVEFRUT
EMPESEC
MOLINERA
CEM.CHIMB
TEXTILES RB
EL CAFÉ
FAB GUAY
FAM. SANC.
ECUACERÁMICA
ITALPISOS
GRUESOS
NETOS
MEDIOS
PRORRATEO
2.283,68
9,61
528,29
417,12
3.213,86
2.262,13
8.613,96
4.530,40
4.829,48
58,54
1.472,26
4.236,32
55,37
2.583,81
2.229,78
32.530,55
10.069,01
45,32
4,13
0,07
11,16
179,21
2,50
1,97
3,02
3,37
9,11
5,51
0,00
2,83
181,29
0,00
15,72
0,80
2,42
2,78
2,52
1,45
3,62
2,41
2,13
2,12
1,84
4,43
0,86
0,00
2,19
1,18
1,13
0,46
4,06
0,00
3,54
0,34
1,54
1,29
0,72
2.212,12
0,00
518,91
382,91
3.213,86
2.113,90
8.048,08
4.410,79
4.607,91
0,00
1.406,53
4.179,73
27,97
2.465,70
2.052,31
32.194,95
9.810,02
0,00
0,00
0,00
0,00
176,97
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
181,29
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
2.302,20
8,74
528,52
406,05
3.324,31
2.153,71
8.302,53
4.581,71
4.668,48
53,25
1.430,51
4.208,02
56,05
2.509,94
2.162,78
32.423,00
9.941,46
15,07
1,11
0,14
15,94
178,09
4,71
0,30
2,54
3,07
4,15
7,88
0,00
5,81
181,54
0,14
32,25
1,65
2,20
2,53
0,38
1,25
5,18
0,44
3,04
0,12
3,77
3,72
0,72
0,00
1,99
0,99
2,32
0,24
4,16
0,00
0,64
0,18
1,29
1,32
0,66
2.307,41
14,37
531,06
427,31
3.286,17
2.160,79
8.223,71
4.494,61
5.086,98
87,55
1.440,41
4.273,78
63,47
2.521,47
2.112,41
32.861,07
10.000,09
46,97
1,31
0,08
7,82
179,60
3,70
2,09
3,68
5,04
2,49
3,86
0,00
3,34
183,98
1,55
18,51
0,95
3,61
4,15
2,67
2,06
2,54
1,79
1,49
1,43
2,17
5,39
1,04
0,00
3,28
1,43
1,33
1,81
5,26
0,00
2,64
1,35
1,87
1,68
1,08
89
PRONACA
INCASA
SAN CARLOS
FADESA
PROQUIMSA
AQUAMAR
HOTEL COLON
CERVECERÍA
BOPP QUITO
DELTEX QUITO
NOVOPAN QUITO
DANEC QUITO
EBC QUITO
PLASLIT
HOTEL ORO VERDE
EBC GUAYAQUIL
ODEBRECHT
PRONACA BUCAY
PRONACA STO. DOMINGO
VALDEZ
ECUDOS
CODANA
PINTEX
SOLUBLES
ECUAPLANTACION
PLASTISACKS
PLASTIGUAYAS
SALICA
CARTORAMA
RIALTO
LANAFIT
NOVACERO
NAPORTEC
PROCARSA
HOLCIM GUAY
MALCA
EXPORKLORE
GRASAS UNICOL
TECNOPLAST
AJECUADOR S.A.
STA. PRISCILA
PRODUCARGO
TOTAL
3,20
0,00
3,74
1,65
0,00
0,25
0,66
0,00
0,95
0,44
0,00
0,23
2,25
0,00
4,62
1,41
0,00
2,01
1,61
0,00
0,29
3,22
0,00
6,61
0,00
0,00
0,04
0,55
0,00
0,48
1,02
0,00
0,15
1,27
0,00
0,19
0,54
0,00
0,47
3,07
0,00
6,29
0,26
0,00
0,14
3,87
0,00
0,70
1,57
0,00
2,56
1,26
0,00
1,80
2,53
0,00
1,57
0,65
0,00
0,93
0,87
0,00
1,25
0,98
0,00
1,40
0,00
0,00
0,03
0,36
0,00
0,19
1,40
0,00
2,01
0,00
0,00
0,01
0,26
0,00
0,14
1,01
0,00
0,51
1,69
0,00
3,46
0,61
0,00
0,55
0,37
0,00
0,33
1,80
0,00
1,52
0,00
0,00
0,30
66,28
64,91
66,87
0,00
0,00
38,54
0,00
0,00
0,00
0,46
0,00
0,24
0,16
0,00
0,08
0,90
0,00
1,85
0,61
0,00
1,24
0,34
0,00
0,18
0,00
0,00
0,00
80.542,32 78.068,86 79.707,56
2,24
1,74
0,47
1,72
2,65
0,99
1,20
3,79
3,54
1,34
1,08
1,34
1,31
3,61
1,01
2,88
1,97
0,88
0,86
0,46
0,61
0,68
2,71
1,41
0,98
1,18
1,01
1,20
1,99
0,91
0,91
2,19
3,20
65,87
9,18
0,00
1,80
0,63
1,06
0,71
1,33
0,00
80.542,31
Las liquidaciones totales de pagos y cobros entre los agentes se resumen en la
Figura 4-5. En ella, se puede observar la validez de la aplicación de los métodos
cuando se introduce la energía pactada en el mercado de contratos, pues se
comprueba la eliminación de la diferencia entre cobros a los consumidores y
pagos a los generadores, logrando anular la remuneración al transmisor.
90
Figura 4-7: Liquidación Total del Sistema activando los contratos
81.000
80.500
80.000
79.500
79.000
78.500
78.000
77.500
77.000
Ingresos de los generadores
76.500
GRUESOS
Pago de los consumidores
NETOS
MEDIOS
PRORRATEO
GRUESOS
NETOS
MEDIOS
PRORRATEO
Pago de los consumidores
80.542,32
78.068,86
79.707,56
80.542,31
Ingresos de los generadores
80.542,32
78.068,86
79.707,56
80.542,31
Pago de los consumidores
Ingresos de los generadores
La energía pactada en el mercado de contratos y las liquidaciones totales de los
días escogidos se pueden observar en el Anexo E.
91
5 ANÁLISIS DE RESULTADOS
5.1 ANÁLISIS COMPARATIVO
Así como existen diversas metodologías que se han planteado para asignar
pérdidas de transmisión y obtener los precios nodales en las liquidaciones totales
de un sistema, también hay visiones distintas respecto de cuál es la mejor
metodología. Estas visiones diferentes hacen surgir bastante discusión en torno a
cual es la mejor solución pero no existe una referencia, ni se han establecido
criterios que permitan realizar una comparación entre las distintas metodologías.
Con el fin de comparar las metodologías evaluadas en el Capítulo anterior se
establecieron criterios comparativos para medir algunas de las características de
las metodologías que aparecen como relevantes, de forma de poder clasificarlas.
El establecimiento de estos criterios de comparación constituye el aporte
fundamental del estudio puesto que se quiere evaluar técnica y económicamente
las nuevas metodologías para las transacciones comerciales en el mercado
eléctrico ecuatoriano.
Para evaluar la bondad de cada método es necesario considerar la señal
económica, para ello se utilizara los precios nodales. Por ello el primer análisis
consiste en comparar la variabilidad de los nuevos precios nodales con respecto
a la metodología tradicional. Un segundo criterio de comparación son las señales
de ubicación que proporcionan los métodos de Bialek y de Prorrateo. Entendiendo
que la señal es el precio nodal
de los consumidores o el precio nodal los
generadores. Estas señales afectarán las decisiones futuras de generadores y
consumidores.
Para el análisis de comparación se considera como metodología tradicional al
método usado para la liquidación de transacciones comerciales mediante factores
de nodo, en el cual se realiza la remuneración al transportista a través de la
diferencia de cobros y pagos a precios nodales que no consideran la asignación
de pérdidas marginales de la red a los usuarios del sistema. Estos resultados se
92
muestran en la Tabla 4-26; por ejemplo para el 18 de enero 2006 la remuneración
requerida para el transportista a las 20 horas es de $ 6115,94, por lo que es
necesario aplicar un método alternativo para repartir las pérdidas de transmisión y
obtener un cierre financiero adecuado del mercado.
Las alternativas para repartir las pérdidas de la red y proceder a la liquidación del
sistema a nuevos precios nodales, se realizan considerando los mismos costos
marginales del sistema y para las mismas condiciones de demanda y
disponibilidad de generación y transporte. Los precios nodales que se presentan
en el anexo D, contienen la componente de pérdidas marginales de transmisión,
es decir que la señal del precio ha sido atenuada de tal forma de lograr que la
remuneración al transporte sea nula como se observa en la Tabla 4-26.
5.1.1
VARIABILIDAD DE LA SEÑAL DE PRECIO
Para obtener un enfoque general de la variabilidad, se ilustran los precios de
compra y venta energía en los puntos de entrega y recepción, respectivamente y
se calculan las varianzas. De esta forma se pretende identificar qué método será
percibido como más adecuado por los generadores o consumidores en términos
de minimizar la variabilidad de los precios nodales. Como beneficio adicional el
método que tenga la menor variabilidad se constituye como el más equilibrado6 en
el aspecto de pagos y cobros en las liquidaciones totales de un sistema. En la
Tabla 5-1 se resume el promedio, la varianza, valor mínimo y máximo de los
precios nodales de generación y demanda para el día 18 de enero del 2006.
Asimismo se presentan las figuras que permiten comparan los precios nodales de
energía del método tradicional con los precios netos de generadores, gruesos de
carga y prorrateo.
6
Supone que todos los precios y cantidades de la economía son constantes.
PRECIO [$/MWh]
AG
OY
AN
G.
AM
BA
G.
TO
CE
N
G.
T.
ES
G.
SU
ME
EL
R
EC
RA
TR
LD
OE
AS
CU
G.
A
EM
DO
EL
R
NO
G.
RT
EM
E1
EL
NO
RT
E2
G.
QU
ITO
G.
QU
G.
ITO
RE
G.
G.
SU
RIO
R
BA
G.
MB
ST
EL
A
A.
EC
E
TR
LE
OQ
EL
NA
EC
UIL
TE
TR
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RM
O
-U
QU
OP
2
IC
TE
HIN ILU3
RM
-U
CH
OP
A-G 4
ICH
UA
INC
N
INT
HA
ER
-S T
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HID
IA
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HID
PA
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P
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OG
A
EL
EC
UA
YA
TR
S
OG
EL
EC
UA
TR
YA
TE
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S
UA
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SM
S
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G.
DA
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PA
G.
XI
BO
LIV
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GY
CO
HID
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RO
NA
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EL
A
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PW
PB
AG
E1
EC
HID
OL
R
CE
UZ
M.S OAB
A
EL
NIC
VA
O
AL
EG
RE
HID
RO
PRECIO [$/MWh]
Media
Varianza
Minimo
Maximo
Media
Varianza
Minimo
Maximo
TR
PA
PA
GU
PO
A
MA N
SQ
U
PIN I
TE
CE
X
NT
.S
UR
RE
G.
SU
R
EL
OR
RI
O
OB
AM
BA
EL
EN
A
MO
RR
BA
WE
ST
RR
R
A A O. D
MG
CH
O
AM
BE
RS
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DV
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E
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TR
O
DT
RG
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QU
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EV
ED
O1
EM
QU
EL
EV
E
CH DO2
O
2 C NGO
N
ER
RIT
OS
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LC
A
IBA
N
RR
IBA A34
RR
A6
9
PIC
A1
PIC
A2
LA
FA
BR
IL
AM
BA
TO
AM
1
BA
AZ TO2
OG
UE
S
BO
LIV
CO
AR
TO
PA
CO
XI1
TO
ES
PA
ME
XI2
RA
LD
AS
LO
SR
IO
MA S
NA
BI
CH
O
MIL NE
AG
RO
VIC
1
VIC
2
93
Tabla 5-1: Media y Varianza de los precios nodales
PRECIOS NODALES DE GENERACIÓN [$/MWh]
FN
GRUESOS NETOS
MEDIOS PRORRATEO
78,55
75,86
75,33
74,65
75,86
14,73
0,00
0,59
4,44
0,00
72,55
75,86
72,59
68,93
75,86
86,86
75,86
75,86
76,11
75,86
PRECIOS NODALES DE DEMANDA [$/MWh]
FN
GRUESOS NETOS
MEDIOS PRORRATEO
77,86
77,00
75,86
77,00
76,99
13,27
0,77
0,00
1,01
0,00
72,88
75,86
75,86
75,87
76,99
90,81
79,98
75,86
80,59
76,99
Figura 5-1: Variabilidad de los precios de generación
90
PRECIOS NODALES DE GENERACIÓN
85
80
75
70
NODOS DE GENERACIÓN
NODOS DE RECEPCIÓN
FN
FN
NETOS
GRUESOS
PRORRATEO
Figura 5-2: Variabilidad de los precios de demanda
95
PRECIOS NODALES DE CARGA
90
85
80
75
70
PRORRATEO
94
En el Anexo F se puede ver en detalle los valores de varianza y los gráficos de
variabilidad correspondientes a los demás días escogidos.
En la Figura 5-1, se puede observar que los precios de venta energía del método
tradicional varían en un rango amplio con una varianza de 14,73 [$/MWh];
mientras los precios netos de generadores poseen una variabilidad pequeña con
una varianza de 0,59 [$/MWh]. Así mismo se observa que con el método del
prorrateo los precios no cambian pues los generadores venden la energía a costo
marginal del sistema.
En la Figura 5-2 los precios de compra de energía del método tradicional poseen
una varianza alta de 13,27 [$/MWh] comparado con los precios gruesos de
demanda que posee una varianza de 0,77 [$/MWh]. En la misma figura se
observa que los precios de venta por el método de prorrateo poseen una
variabilidad nula, pues los precios de compra de energía son iguales y mayores a
los precios de venta.
Las varianzas de los precios de compra y venta de energía en el método de flujos
medios de 1,01 [$/MWh] y 4,44 [$/MWh], respectivamente; son menores en un
70% comparada con las varianzas de los precios calculados con método
tradicional. De esta manera, se comprueba que los precios obtenidos por los
métodos propuestos por Bialek poseen menor variabilidad que los precios
calculados con el método tradicional.
Por otra parte, analizando los precios nodales de compra de energía de las
Empresas Eléctricas de Distribución y Grandes Consumidores, que se explicitan
en la Tabla 4-23 se puede observar que en la mayoría de los puntos de recepción
de energía los precios calculados con el método tradicional son en su totalidad
mayores a los precios gruesos, netos, medios y prorrateo. Existen precios que
poseen una variación evidente con respecto a los calculados por el método
tradicional, éstos se detallan en la Tabla 5-2 como el porcentaje de la diferencia
de los precios de compra de energía de los métodos planteados con respecto al
método tradicional.
95
Tabla 5-2: Variación de los precios nodales de carga con respecto al método tradicional
EMPRESA
DEEAMBAT
DEECOTOP
DEEMANABI
DEEESMER
DEEMILAG
DEEQUITO
DEEREGSR
DEESTAEL
EMELGUR
DEEMELNO
GCFABRIL
PLASTICAUCH
GC
GC
PLASTIGAMA
VARIACIÓN DE LOS PRECIOS NODALES DE CARGA (%)
P. RECEPCIÓN
GRUESOS
NETOS
MEDIOS
AMBATO1
11,846
12,664
12,577
COTOPAXI1
11,846
12,664
12,577
COTOPAXI2
3,791
4,952
3,977
MANABI
11,928
16,466
14,396
CHONE
7,467
10,175
9,043
ESMERALDAS
-2,741
-2,741
-5,071
MILAGRO
-2,469
-0,344
-3,381
QUITO VIC1
7,342
7,902
7,408
QUITO VIC2
6,824
7,387
6,890
QUITO TR
4,632
5,951
5,751
QUITO PAPA
3,844
5,174
4,973
QUITO GUAN
7,195
7,195
7,072
QUITO POMASQUI
4,341
4,341
4,323
PINTEX
4,371
4,371
4,353
REG. SUR
5,940
8,573
7,613
ELENA
7,385
10,799
9,571
QUEVEDO1
2,628
4,653
3,601
CHONGON
9,502
10,862
10,340
TULCAN
3,367
4,420
4,336
IBARRA34
10,336
11,684
11,167
IBARRA69
10,324
11,672
11,154
LAFABRIL
11,928
16,466
14,396
PLASTICAUCHO
11,846
12,664
12,577
TEXTILES RB
3,791
4,952
3,977
FAM. SANC.
3,791
4,952
3,977
PLASTIGAMA
-2,469
-0,344
-3,381
PRORRATEO
11,367
11,367
3,541
15,226
8,841
-4,267
-1,833
6,535
6,012
4,554
3,766
5,817
2,920
2,951
7,216
9,474
3,238
9,539
3,001
10,373
10,361
15,226
11,367
3,541
3,541
-1,833
Como se puede apreciar en el gráfico de la Figura 5-3, a continuación, los precios
con el método tradicional presentan valores altos con respecto a los obtenidos
con los métodos Bialek y Prorrateo.
Figura 5-3: Gráfico de variación de los precios de carga con respecto del método tradicional
95
90
85
80
75
T
BA OP
I
M
T
O
AB
EA
T1
AN
DE EEC
2
CE
M
D
ET
E
N
VI
E
IC
D
UA
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I
SR
G
L
U
G
O
IT
AE
IT
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N
U
E
E
O
ST
E
E
D
Q
E
E
D
34
CH
EE
D
E
D
L
D
69
E
NO
T
O
EL
IL
S
E
M
LN
E
BR
E
E
D
HO
FA
DE
EM
UC
LA
DE
CA
I
T
AS
PL
MEDIOS
PRORRATEO
GRUESOS
70
FN
FN
GRUESOS
PRORRATEO
MEDIOS
65
96
Los valores de variación de los nodos de recepción de energía presentados en la
Tabla 5-2 representan en que porcentaje los precios de compra de energía con
los métodos Bialek y Prorrateo son menores (+) o son mayores (-) a los
calculados con el método tradicional. Por ejemplo con el método de flujos gruesos
en el punto de recepción Ambato 1, la energía tiene un precio de 76,569 [$/MWh]
y con el método tradicional la energía es comprada a 86,859 [$/MWh], esta
diferencia representa un porcentaje de 11,846%. Este comportamiento con los
métodos planteados permite que los consumidores compren la energía a menor
precio, como en el caso de las Empresas Eléctricas de Ambato, Cotopaxi,
Manabí, Quito, Regional Sur, Emelnorte, entre otros. Además a este beneficio se
citan también grandes consumidores como: La Fabril, Plasticaucho, Familia
Sancela, y muchos más.
En el caso contrario tenemos los nodos de compra de energía de Esmeraldas,
Milagro y Plastigama que tienen precios gruesos mayores a los obtenidos con el
método tradicional. Por ejemplo, el precio de compra de energía de Esmeraldas
con flujos gruesos de 75,859 [$/MWh] es mayor en 2,74% al precio obtenido con
el método tradicional de 73,835 [$/MWh]. De la misma forma se interpreta para los
casos de los métodos de flujos netos, medios y prorrateo.
Con respecto a los precios nodales de venta energía de los Generadores, que se
presentan en la Tabla 4-24 se puede observar que existen variaciones altas al
comparar los métodos de Bialek y Prorrateo con el tradicional. Estas variaciones
son presentadas en la Tabla 5-3 y representan en que porcentaje los precios de
venta de energía con los métodos Bialek y Prorrateo son menores (+) o son
mayores (-) a los calculados con el tradicional.
97
Tabla 5-3: Variación de los precios nodales de generación con respecto al método tradicional
VARIACIÓN DE LOS PRECIOS NODALES DE GENERADORES (%)
P. GENERACIÓN
GRUESOS
NETOS
MEDIOS
PRORRATEO
HIDRO AGOYAN
0,2213
1,3623
0,4550
0,2213
G. AMBATO
12,6641
12,6665
20,3303
12,6641
G. CENT. SUR
1,4554
1,9345
2,0377
1,4554
G. ESMERALDAS
-2,7413
-0,3340
-2,7714
-2,7413
G. ELECTROECUADOR
-0,2842
-0,2344
-0,1987
-0,2842
G. EMELNORTE1
11,6839
11,7137
13,9249
11,6839
G. EMELNORTE2
4,4196
4,4301
4,5581
4,4196
G. QUITO
7,3870
7,8151
7,4681
7,3870
G. QUITO
5,9506
6,0271
6,6743
5,9506
G. REG. SUR
8,5732
8,5778
11,7268
8,5732
G. RIOBAMBA
1,5089
1,7892
5,0974
1,5089
G. STA. ELENA
10,7986
10,8122
16,6841
10,7986
ELECTROQUILU1-U2
-4,0828
-2,5507
-4,2999
-4,0828
ELECTROQUILU3-U4
-4,6642
-1,6561
-4,4641
-4,6642
TERMOPICHINCHA-GUAN
7,1946
7,5730
6,8883
7,1946
TERMOPICHINCHA-STRS
5,1738
5,2509
5,9035
5,1738
INTER. COLOMBIA
4,3706
4,4107
4,3257
4,3706
HIDROPAUTE
-3,5727
-1,2295
-3,2918
-3,5727
HIDRO PUCARA
1,5747
2,9547
1,3945
1,5747
ELECTROGUAYAS
-0,2842
-0,2344
-0,1987
-0,2842
ELECTROGUAYAS
-0,8142
-0,5056
-1,0421
-0,8142
ELECTROGUAYAS
-0,5867
0,4449
1,8126
-0,5867
TERMOESMERALDAS
-4,5562
-2,1063
-4,5867
-4,5562
G. COTOPAXI
4,3423
4,7061
13,0830
4,3423
G. BOLIVAR
1,5089
1,7892
5,0974
1,5089
ENERGYCORP
-0,8142
-0,5056
-1,0421
-0,8142
HIDRONACION
4,4196
8,5403
5,2547
4,4196
EMAAPQ
5,1738
5,2509
5,9035
5,1738
SANCELA
4,9519
5,3134
13,6369
4,9519
MACH PW
-3,5230
-1,3397
-2,6115
-3,5230
PBAGE1
-0,8142
-0,5056
-1,0421
-0,8142
ECOLUZ
7,9023
8,3280
7,9830
7,9023
HIDROABANICO
1,4554
1,9345
2,0377
1,4554
CEM.SELVA ALEGRE
11,6839
11,7137
13,9249
11,6839
Figura 5-4: Gráfico de variación de los precios de generación con respecto del método tradicional
90,000
85,000
80,000
75,000
R
O
TE
2
PRORRATEO
NETOS
FN
FN
NETOS
MEDIOS
PA
U
TE
R
O
ID
H
MEDIOS
PRORRATEO
AR
A
LE
N
A
PU
C
H
ID
R
O
.R
EG
G
G
60,000
.S
TA
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.S
U
R
O
R
G
.E
M
EL
N
O
LE
C
TR
.E
G
65,000
U
AD
EC
G
.A
M
BA
TO
70,000
98
En el gráfico de la Figura 5-4 y en la Tabla 5-3 se muestra que con el método
tradicional existen nodos de venta de energía con precios altos, comparados con
los calculados con los métodos de Bialek y Prorrateo. Por ejemplo con el método
tradicional el precio de venta de energía de la Empresa Eléctrica de Ambato es
86,859 [$/MWh], este valor representa el 12,67%, 20,33% y 12,66% mayor a los
precios obtenidos por los métodos de flujos netos (75,857[$/MWh]), flujos medios
(69,2[$/MWh]) y prorrateo (75,86[$/MWh]), respectivamente. De la misma forma
se comportan algunos nodos de generación como: Emelnorte, Cotopaxi, Quito,
Santa Elena, Hidronación, Hidroabanico, Cemento Selva Alegre, entre otros.
Por otro lado, con el método tradicional se tiene nodos de venta de energía como:
Termoesmeraldas Hidropaute, Machala Power Electroguayas, Electroquil, que
tienen precios mayores a los calculados con los métodos de Bialek y Prorrateo.
De esta manera tenemos que el precio de venta de energía de
Hidropaute
(73,242 [$/MWh]) es menor en 1,223%, 3,29% y 3,57% a los precios calculados
con flujos netos (74,143 [$/MWh]), flujos medios (75,653 [$/MWh]) y prorrateo
(75,859 [$/MWh]), respectivamente.
5.1.2
SEÑALES DE UBICACIÓN
El objetivo de esta sección es realizar un análisis de los precios nodales
encontrados con los métodos de Bialek y Prorrateo sobre las señales claras y
terminantes de ubicación con las que cuentan los agentes del mercado para
tomar decisiones en operación e inversión.
Los nuevos precios nodales calculados con los métodos planteados tienen en su
estructura la componente de pérdidas por lo que reflejan la utilización de la red de
transmisión.
Con los métodos propuestos por Bialek las señales de los precios nodales,
resultan atenuadas para que la diferencia entre pagos de los consumidores y
cobros de los generadores sea nula, pero igual brindan señales adecuadas de
ubicación geográfica en la red a las demandas, logrando una distribución espacial
99
de la carga con el fin de obtener mejores precios por la venta y compra de energía
y operativamente mejorando las condiciones del sistema.
La componente de pérdidas marginales de transmisión en los precios nodales
refuerza las señales de ubicación en la red ya que estos métodos dependen de
las condiciones de operación del sistema, de forma tal que cualquier cambio de
inyección o retiro de carga puede modificar completamente los resultados
obtenidos.
De esa manera en los métodos de flujos
medios y gruesos, los nodos de
demanda que se encuentren alejados de los centros de generación harán mayor
uso de la red de transmisión y verán precios nodales mayores que
aquellos
nodos más cercanos a los centros de generación. En cambio con los métodos de
flujos netos y medios en los nodos de generación, la señal de precio también irá
en la dirección adecuada, obteniéndose mayores precios en aquellos nodos que
realicen mayor uso incremental de la red y menores en aquellos nodos cuyo uso
sea menor.
El método de Prorrateo presenta precios de venta de energía iguales al costo
marginal del sistema y precios de compra iguales con repartición de pérdidas
proporcionalmente a la demanda; es decir no existe una diferencia espacial entre
precios nodales; por lo que no envían señales acerca de la ubicación de la
generación en la red de transporte, ni señales de uso temporal de la red eléctrica
a los consumidores.
5.2 ANÁLISIS CUALITATIVO
En esta sección se analizarán, en forma general, los resultados obtenidos a través
de la aplicación de los métodos de repartición de pérdidas en los sistemas de
prueba y en el SNI. Se resaltarán los objetivos y el alcance del proyecto.
A través de la aplicación de los métodos de Bialek en las liquidaciones totales de
los sistemas de prueba y del SNI, se logró mostrar la posibilidad de repartir las
100
pérdidas marginales de transmisión en función del flujo de potencia que circula
por las líneas. Algo destacable que se demostró fue la recuperación del valor
exacto de los costos de pérdidas asignados a los usuarios de la red, logrando que
la diferencia de cobros a las demandas y pagos a los generadores a precios spot
nodales sea nula.
En el sistema de prueba de cuatro nodos se logró mostrar detalladamente las
metodologías de repartición de pérdidas de transmisión y las liquidaciones de
transacciones comerciales. Es este sistema se manifestó la influencia de las
pérdidas de la red de transporte en los precios nodales y, principalmente, en la
remuneración al transmisor. Asimismo en el sistema de prueba de cuatro nodos
con barras mixtas de generación y carga se logró demostrar que con una correcta
asignación de las pérdidas marginales de transmisión se obtiene un adecuado
cierre financiero en el mercado de transacciones comerciales.
5.3 RESUMEN
El análisis de las evaluaciones numéricas realizadas para las distintas
metodologías permite ordenarlas de acuerdo a cuales resultan mejores de
acuerdo al criterio de comparación escogido. En la tabla siguiente se resumen las
conclusiones obtenidas y se agregan algunos otros criterios a considerar en la
comparación cualitativa de las metodologías. En la medida que resulte aplicable
se les asignará a cada método valores de 1 a 3 para cada criterio, de acuerdo a
como se comporta cada método en el cumplimiento de ése criterio específico.
Estos valores se promediaran en forma simple con el fin de compararlas en
términos globales.
101
Tabla 5-4: Resumen Comparativo de las Metodologías Evaluadas
CRITERIO
Simplicidad del
concepto aplicado
Costo
Computacional
Señales de
Ubiación
Menor Variabilidad de
Señal de precio
Promedio
F. NODO
F. GRUESOS
MÉTODO
F.MEDIOS
2
2
2
2
3
2
3
3
3
3
3
3
3
3
0
1
2
2
2
3
2
2,5
2,5
2,5
2,25
F.NETOS
PRORRATEO
Este análisis permite revisar cual de los métodos se ajusta más a todos los
criterios utilizados para la comparación. Considerando las metodologías para las
que es posible evaluar todos los criterios la que se ajusta mejor a todos ellos son
los métodos propuestos por Bialek. Sin embargo, es necesario tener presente que
de acuerdo a los objetivos que se persigan, las condiciones particulares y las
leyes que rigen el sistema que se analice, la mejor metodología para cada caso
puede ser distinta a la que mediante este análisis aparece como la mejor.
102
6 CONCLUSIONES
En los países donde se ha desregulado el sistema eléctrico como en Ecuador, ha
surgido un aspecto importante a considerar como son los precios nodales en la
evaluación de transacciones comerciales de energía. La forma en que se evalúan
las liquidaciones de transacciones comerciales incidirá en el funcionamiento de la
industria eléctrica completa dado que estos precios afectan la toma de decisiones
de generadores, consumos y de los propietarios de los sistemas de transmisión,
en términos de inversión y operación del sistema eléctrico.
Los precios de compra y venta de energía para las evaluaciones de las
transacciones comerciales de energía en el mercado eléctrico ecuatoriano, se la
realiza mediante una diferencia espacial a través de los factores de nodo. Este
método no ha conseguido su propósito de incentivar la ubicación óptima de nueva
generación en la red y por otro no ha logrado cubrir la totalidad de cargos
regulados al transportista, pues no se responsabiliza de las pérdidas marginales
de la red de transmisión.
Las nuevas reformas a la Ley del Régimen del Sector Eléctrico, unifican los
precios nodales con las componentes de energía y potencia. Con la aplicación de
esta reforma, es necesario lograr el cierre financiero a través de métodos de
repartición de las pérdidas de transmisión entre los usuarios de la red. La revisión
de los métodos de asignación de pérdidas, realizados en este trabajo aporta con
antecedentes teóricos respecto de las alternativas de solución que se pueden
plantear para encontrar repuesta al problema. Especialmente en el Capítulo 3 y 4
se cumple con presentar algunas alternativas existentes, como también aplicarlas
a las liquidaciones de transacciones comerciales de sistemas de prueba y al
sistema eléctrico ecuatoriano.
Tres de las cuatro metodologías (BIALEK) analizadas para la asignación de
pérdidas de transmisión en las liquidaciones de transacciones comerciales del
mercado eléctrico ecuatoriano tratan de determinar en forma proporcional la
manera en que se distribuyen las potencias en las redes. De esta manera se
103
desafía las leyes de la física que rigen el comportamiento de los sistemas
eléctricos, pues es imposible visualizar los electrones de cada generador y así
saber que camino recorren. Es por esto que el flujo por las líneas de transmisión
se comporta de forma variante y se encuentran muy interrelacionados con otras
variables
del
sistema.
Por
ello,
estos
métodos
pretenden
establecer
aproximaciones que permitan llegar a resultados razonables para los fines de
repartición de pérdidas a los usuarios de la red, manteniendo una rigurosa y
exacta caracterización del flujo e inyecciones de un sistema específico.
Los métodos propuestos por Bialek parten del supuesto del principio de
proporcionalidad. La forma en que estos métodos tratan de medir el uso físico de
las redes de transmisión, es persiguiendo el flujo de potencia desde que parte de
los generadores hasta que llega a los consumidores. Con este supuesto se puede
determinar en forma proporcional la manera en que se distribuyen las potencias
en las redes, por ello es necesario validarlo frente a otras implicaciones más
severas de otros métodos más simples como el de PRORRATEO.
Los nuevos precios calculados con los métodos propuestos por Bialek, incorporan
las componentes de pérdidas marginales de transmisión distintas para cada nodo
en función del uso de la red, esto diferencia espacialmente los precios nodales;
pero se debe distinguir que este concepto NO es equivalente a la aplicación de
los factores de nodo, pues estos se definen como factores que indican la variación
en las pérdidas de transmisión de toda la red ante la inyección de potencia
unitaria en un nodo determinado, es decir el método tradicional posee un
comportamiento incremental.
Uno de lo puntos más importantes que se busca resolver en este trabajo es aquel
relacionado con las señales de ubicación geográfica en la red de transmisión
entregadas por los métodos analizados. Los que cumplen con esta característica
son aquellos que consideran la utilización de la red como Bialek y Kirschen, pues
éstos reflejan el uso de las líneas de transmisión en los precios nodales. Por otro
lado el método de Prorrateo no da una respuesta a este problema, ya que como
se vio en el Capítulo anterior, no presenta diferenciación espacial entre los precios
104
nodales, debido a que es una SOCIALIZACIÓN de las pérdidas de transmisión.
Por ello se recomienda como factor clave entender los conceptos de participación
de cada agente en las pérdidas antes de elegir tal o cual método.
Los métodos utilizados logran demostrar que se puede asignar las pérdidas de la
red de transporte tanto a generadores, consumidores o ambos a la vez,
obteniendo precios nodales y cierres financieros diferentes; logrando de esta
manera anular la remuneración al transmisor. Asimismo, se comprobó el cierre
financiero del mercado con los métodos planteados cuando se introduce la
energía pactada entre generadores y consumidores, pues las pérdidas de
transmisión son independientes de las transacciones comerciales realizadas en el
MEM. Estas pérdidas son canceladas según el método utilizado, de las siguiente
manera: por los consumidores el método de Bialek de Flujos Gruesos y el de
Prorrateo; por los generadores el método de Bialek de Flujos Netos, y, por
generadores y consumidores el método de Bialek de Flujos Medios.
Los métodos propuestos por Bialek y Prorrateo basan su aplicación en criterios
distintos, de los cuales existen algunos que incorporan la componente de pérdidas
en los precios acertadamente según el uso de la red de transmisión, pero éstos
están expuestos a la descalificación “conceptual” por parte de los agentes del
mercado que se vean perjudicados.
Finalmente, se han estudiado métodos para eliminar la remuneración al
transmisor y obtener un adecuado cierre financiero del mercado eléctrico
ecuatoriano, encontrando diferencias entre estos, principalmente en los precios
nodales que son una poderosa herramienta para guiar el comportamiento del
conjunto de los agentes de un sistema eléctrico hacia la máxima eficiencia. Por
ello cobra especial relevancia el análisis crítico de las ventajas e inconvenientes
de cada método, de manera que sirva de criterio para la elección del más idóneo.
Esta elección debe estar basada en la observación de algunas características
como:
105
• Debe Incentivar la eficiencia: las asignaciones deben promover el
comportamiento óptimo de los participantes del sistema eléctrico, de forma
que el procedimiento de distribuir el cargo complementario no distorsione
las decisiones económicas de corto y largo plazo de los usuarios de la red
(véase [19]).
• Debe estar basado en un criterio objetivo para que sea aceptado por todos
actores del sistema eléctrico.
• Debe ser claro y sencillo de aplicar de forma que el procedimiento requiere
un nivel de información no muy elevado, a fin de que su aplicación sea
comprendida por todos y lo que es más importante, que no requiera gran
volumen de cálculos.
106
7 REFERENCIAS
[1]
Página Web del Centro Nacional de Control de Energía, CENACE,
http//:www.cenace.org.ec.
[2]
Reglamento Sustitutivo para el Funcionamiento del Mercado Eléctrico
Mayorista (Reforma 8 de abril del 204).
[3]
P. Cuervo, F.D. Galiana, “Transmission loss allocation under combined pool
and bilateral operation”, Prevista Controle & Automacao, Vol. 14; Julio,
Agosto y Septiembre 2003.
[4]
R. Padilla, “Cargo variable de transmisión y su influencia en la expansión
de S.N.I.”, Tesis de ingeniería Escuela Politécnica Nacional, Ecuador; Abril
2001.
[5]
G. Salazar, “Factores de nodo del S.N.I. Métodos y Análisis de de
Sensitividad”, Tesis de ingeniería Escuela Politécnica Nacional, Ecuador;
Abril 2000.
[6]
F. J. Danitz, “Métodos de asignación de peajes de los sistemas de
transmisión eléctrica según el uso de la red”, Memoria para optar el Grado
de Ingeniero Civil de Industrias con Mención en Electricidad, Pontificia
Universidad Católica de Chile – Santiago de Chile, Chile, 2001.
[7]
G. Argüello, “Sistema nodal para la determinación de precios marginales en
mercados eléctricos mayoristas”, CENACE, 1998.
[8]
J. M. Zolezzi, “Asignación de costos de transmisión vía juegos
comparativos y formación de coaliciones”, Tesis Doctoral, Pontificia
Universidad Católica de Chile – Santiago de Chile, Chile, 2001.
[9]
M. Llic, F. Galiana, “Power system restructuring”, Engineering and
Economics, Edit. Kluver Academic Publishers, 2da edition, USA, 200.
[10]
A. Conejo, F. Galiana, I, Kochar, “Incremental transmission loss allocation
Ander pool dispatch”, IEE transaction on Power Systems, Vol. 17, Febrero
2002.
[11]
L. Armas, “Métodos de asignación de pérdidas de energía del sistema de
transmisión en el mercado eléctrico mayorista del Ecuador”, Tesis de
Ingeniería Escuela Politécnica Nacional, Ecuador; Agosto 2005.
107
[12]
J. W. Bialek, “Tracing the flow of electricity”, IEE Proceedings on
Generation, Transmission and Distribution, Vol. 143, No. 4, Jul. 1996.
[13]
D. Kirschen, R. Allan, G. Strbac, “Contributions of individual generators to
loads and flows”, IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 12, No. 1,
Feb. 1997.
[14]
G. Salazar, “Tarifación Óptima de Servicios de Transmisión en un Mercado
Competitivo de Energía Eléctrica”, Tesis Doctoral, IEE-UNSJ, 2005.
[15]
J. W. Bialek, “Elimination of merchandise surplus due to spot pricing of
electricity”, IEE Proceedings on Generation, Transmission and Distribution,
Vol. 144, No. 5, Sep. 1997.
[16]
D. Kirschen, R. Allan, G. Strbac, “Allocating Transmission System Usage on
the Basis of Traceable Contributions of Generators and Loads to Flows”,
IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 13, No. 2, May. 1998.
[17]
H. Rudnick, F. Danitz, J. Zolezzi, D. Watts, “Use based allocation methods
for payment of electricity transmission systems”, IEEE Proceedings on
Power System Technology, Vol. 2, Oct. 2002.
[18]
J. Pérez Arriaga, Rubio Ordériz, Pérez Marín, Puerta Gutiérrez, “Tarifación
Marginalista de los Servicios de Red: Comparación de Métodos de
Asignación de Cargo Complementario”, Actas de las 4as Jornadas
Hispano-Lusas de Ingeniería Eléctrica. Vol. 2, pp. 571-578. Julio 1995.
Oporto, Portugal.
[19]
J. Pérez Arriaga, Rubio Ordériz, Pérez Marín, Puerta Gutiérrez, Arceluz
Ogando, “Marginal pricing of transmission services: a comparative analysis
of network cost allocation methods”, IEEE Transctions on Power System,
Vol. 10, Febrero 1995.
[20]
J. W. Bialek, “Identification of source-sink connections in transmission
networks”. Proceedings of fourth IEE conference on Power system control
and management, London, April 1996
[21]
J. Rubio, “Metodología de asignación de costes de la red de transporte en
un contexto de regulación abierta a la competencia”, Tesis Doctoral,
Universidad Pontificia Comillas de Madrid-España, 1999.
[22]
G. Salazar, H. Arcos, “Liquidación de Transacciones de Energía Mediante
Diferentes Métodos de Repartición de Pérdidas de Transmisión; Análisis de
108
Eliminación de los Factores de Nodo”, Artículo Técnico, Revista Técnica
Energía, Corporación CENACE, Edición Nº 3, Quito-Ecuador, Enero 2007.
[23]
Página
Web
del
Consejo
Nacional
de
Electricidad,
CONELEC,
http//:www.conelec.gov.ec.
[24]
Reglamento general de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico (14 de
noviembre de 2006).
[25]
Ley del Régimen de Sector Eléctrico (Reforma 20 de diciembre del 2006).
[26]
Programa Computacional PowerWorld 8.0, PowerWorld Corporations ®.
[27]
Programa Computacional Matlab 5.3.
109
ANEXOS
ANEXO A: Despacho económico de corto plazo
Tomado de la referencia [3].
Si un sistema de potencia consta de Ng unidades de generación para
abastecer una demanda total PD a través de la red de transporte, existirán
pérdidas PL , las cuales son función de las potencia de generación y de
demanda del sistema. El despacho económico consiste
en determinar las
potencias de generación de las Ng unidades que satisfagan la demanda PD al
mínimo costo de producción. El costo de producción de cada generador está
determinado por su curva de entrada-salida. El costo total del sistema es
obviamente la suma de los costos de producción de cada unidad f i ( Pg i ) .
Matemáticamente, el problema de despacho consiste en minimizar la función
objetivo FT que es el costo total de producción, es decir:
Ng
Minimizar: FT = f 1 + f 2 + ... + f n = ∑ f i ( Pg i )
i =1
Sujeto a las siguientes restricciones:
n
De balance:
∑P
i =1
Gi
− PD − PL = 0
De generación: Pi ,min ≤ PGi ≤ Pi ,max
La solución del problema se obtiene al resolver el siguiente sistema de
ecuaciones denominadas ecuaciones de coordinación obtenidas a su vez
de la derivación de la función de Lagrange L = FT + λφ :

df i
∂PL
− λ 1 −
dPg i
 ∂Pg i
n
∑P
i =1
Gi

 = 0

− PD − PL = 0
(A -1)
110
Al resolver el sistema de ecuaciones se obtiene el valor de y lo que además
deben estar dentro de sus límites. Las siguientes expresiones se definen como:
df i
dPg i
Costo marginal del generador i
∂PL
∂Pg i
Pérdidas marginales de transmisión debido al generador
λ
Costo marginal del sistema

∂PL 

β i = 1 −
∂Pg 

i

Factor de nodo del generador i
De las ecuaciones de coordinación y de las definiciones anteriores se establece
la siguiente: Las funciones de costo f i son normalmente cuadráticas, por lo
que los costos marginales de los generadores se expresan como funciones
lineales de las potencias, en este caso los generadores que no están dentro de
sus límites trabajan a igual costo marginal que a la vez es del sistema. Cuando
las funciones de costo se las aproxima a lineales, los costos marginales de los
generadores son constantes y no es posibles obtener una solución a igual
costo marginal por lo que para obtener el correspondiente factor de nodo, se
ordenan de menor a mayor hasta satisfacer la carga y pérdidas del sistema, el
último generador despachado de esta forma establece el costo marginal del
sistema λ . Lo presentado anteriormente puede resumirse en las siguientes
expresiones derivadas de las ecuaciones de coordinación:
df i
1
⋅
dPg i 
∂PL
1 −
 ∂Pg i



=λ
(A-2)
Lo que es igual a:
df i
1
⋅
=λ
dPg i β i
(A-3)
Es decir, los costos marginales de generación divididos para su factor de nodo
deben ser iguales en el punto económico. Cuando las funciones de costo son
111
lineales todas las unidades se! les carga a su máximo según el orden de mérito
de la ecuación (A-3), siendo la última unidad despachada la que establece el
costo marginal del sistema.
Cuando no se considera el sistema de transmisión, es decir un sistema Sin
pérdidas, todos los factores nodales serían iguales a 1. El efecto de incluir el
sistema de transmisión y por tanto de las pérdidas marginales de transmisión,
determina que los costos marginales varíen en cada nodo o barra de la red.
Efectivamente, si se ha determinado el costo marginal del sistema de acuerdo
con (A-3) la relación de costos entre cualesquier dos barras p y q del sistema
es:
df p
⋅
1
dPp β p
=
df q
⋅
1
dPq β q
=λ
(A-4)
Donde β p y β q son los factores nodales de las barras p y q respectivamente
y, df p dPp y df q dPq son lar precios marginales nodales de p y q . No
necesariamente p o q o ambos deben ser nodos de generación, es decir es
cualquier nodo de la red d
transmisión. La expresión (A-4) es de gran
importancia pues establece el precio marginal de la energía en cualquier nodo
p del sistema dado por:
df p
dPp
= λ ⋅βp = ρp
(A-5)
Por lo tanto, el precio nodal de energía está dado por el producto del costo
marginal del sistema multiplicado por el correspondiente factor de nodo, y se
obtiene como un subproducto del proceso de optimización del despacho
económico.
112
ANEXO B: Sistema Nacional Interconectado
113
ANEXO C: Código Fuente de los Programas de Bialek y Prorrateo
C.1
Método de Bialek: Flujos Gruesos
[file, path]=uigetfile({'*.xls', 'Excel (*.xls)'}, 'Gen');
target=strcat(path, file);
%Lectura de los datos %
%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%
%target='C:\MATLABR11\work\Datos\Julio\Domingo18\Gen Hora20.xls';
actarch=actxserver('Excel.Application');
oparch = invoke(actarch.workbooks,'Open',target);
%set(actrach, 'Visible', 1); %Activa la hoja de Excel
hojactiva = actarch.Activesheet;
Range = get(hojactiva, 'Range', 'A195', 'C230');
%Matriz de cell array
P1 = Range.value;
invoke(oparch,'Close');
invoke(actarch,'Quit');
%Matriz númerica
[M N]=size(P1);
inarch=cat(2,P1{:});
Gen = reshape(inarch,M,N);
[file, path]=uigetfile({'*.xls', 'Excel (*.xls)'}, 'Red');
target=strcat(path, file);
%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%
%target='C:\MATLABR11\work\Datos\Julio\Domingo18\Red Hora20.xls';
actarch=actxserver('Excel.Application');
oparch = invoke(actarch.workbooks,'Open',target);
%set(actrach, 'Visible', 2); %Activa la hoja de Excel
hojactiva = actarch.Activesheet;
Range = get(hojactiva, 'Range', 'A220', 'E278');
%Matriz de cell array
P1 = Range.value;
invoke(oparch,'Close');
invoke(actarch,'Quit');
%Matriz númerica
[M N]=size(P1);
inarch=cat(2,P1{:});
Red = reshape(inarch,M,N);
Pl=zeros(size(Gen,1),2);
for i=1:size(Gen,1),
if Gen(i,2)>0,
Pl(i,1)=Gen(i,1);
Pl(i,2)=Gen(i,2);
end
aux=0;
for k=1:2,
for j=1:size(Red,1),
if Red(j,k)==Gen(i,1),
if Red(j,3+(k-1))<0,
aux=abs(Red(j,3+(k-1)));
Pl(i,2)=Pl(i,2)+aux;
end
end
114
end
end
Pl(i,1)=Gen(i,1);
Pl(i,:);
end
Ad=zeros(size(Gen,1),size(Gen,1));
for i=1:size(Gen,1),
for j=1:size(Gen,1),
aux=0;
Gen(i,1);
Gen(j,1);
aux3=0;
for k=1:2,
for l=1:size(Red,1),
if k==1, aux2=2;
else, aux2=1; end
if Gen(i,1)==Gen(j,1),
Ad(i,j)=1;
aux=1;
break;
elseif Gen(i,1)==Red(l,3-aux2) & Gen(j,1)==Red(l,aux2),
if Red(l,3+(k-1))<0,
aux3=aux3+(abs(Red(l,3+(k-1)))+Red(l,end));
Ad(i,j)=-aux3/Pl(j,2);
aux=1;
else,
Ad(i,j)=0;
aux=1;
break;
end
end
end
if aux==1, break; end
end
end
end
Ad=Ad^-1;
D_Pl=zeros(size(Gen,1),size(Gen,1));
for i=1:size(Gen,1),
if Gen(i,3)~=0,
for j=1:size(Gen,1),
if Gen(j,2)>0,
D_Pl(i,j)=(Gen(i,3)/Pl(i,2))*Ad(i,j)*Gen(j,2);
end
end
end
end
Cargas=sum(D_Pl,2);
Generación=sum(D_Pl,1);
SGen=sum(Gen,1);
Perdidas=sum(Cargas,1)-SGen(1,end)
Pesos=zeros(size(Gen,1),size(Gen,1));
for i=1:size(Gen,1),
if Gen(i,3)~=0,
for j=1:size(Gen,1),
if Gen(j,2)>0, Pesos(i,j)=D_Pl(i,j)/Gen(i,3); end
end
end
115
end
w_l=sum(Pesos,2) %Factores de carga
for i=1:size(Gen,1),
if Gen(i,2)>0, w_g(i)=1;
else w_g(i)=0;
end
end
w_g=w_g' % Factores de generación
%Grabar en la hoja activa de Excel
target='C:\MATLABR11\work\Liquidacion\Domingo23-07\F GruesosDJ.xls';
actarch=actxserver('Excel.Application');
oparch = invoke(actarch.workbooks,'Open',target);
set(actarch, 'Visible', 1); %Activa la hoja de Excel
hojactiva = actarch.Activesheet;
hojaRange = get(hojactiva,'Range','V241','V276');
set(hojaRange, 'Value', w_l);
%invoke(oparch, 'SaveAs', target);
invoke(oparch,'Close');
invoke(actarch,'Quit');
%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%%
target='C:\MATLABR11\work\Liquidacion\Domingo23-07\F GruesosDJ.xls';
actarch=actxserver('Excel.Application');
oparch = invoke(actarch.workbooks,'Open',target);
set(actarch, 'Visible', 1); %Activa la hoja de Excel
hojactiva = actarch.Activesheet;
hojaRange = get(hojactiva,'Range','V280','V315');
set(hojaRange, 'Value', w_g);
%invoke(oparch, 'SaveAs', target);
invoke(oparch,'Close');
invoke(actarch,'Quit');
C.2
Método de Bialek: Flujos Netos
Pl=zeros(size(Gen,1),2);
for i=1:size(Gen,1),
if Gen(i,2)>0,
Pl(i,1)=Gen(i,1);
Pl(i,2)=Gen(i,2);
end
aux=0;
for k=1:2,
for j=1:size(Red,1),
if Red(j,k)==Gen(i,1),
if Red(j,3+(k-1))<0,
aux=abs(Red(j,3+(k-1)));
Pl(i,2)=Pl(i,2)+aux;
end
end
end
end
Pl(i,1)=Gen(i,1);
Pl(i,:);
end
Ad=zeros(size(Gen,1),size(Gen,1));
for i=1:size(Gen,1),
for j=1:size(Gen,1),
116
aux=0;
Gen(i,1);
Gen(j,1);
aux3=0;
for k=1:2,
for l=1:size(Red,1),
if k==1, aux2=2;
else, aux2=1; end
if Gen(i,1)==Gen(j,1),
Ad(i,j)=1;
aux=1;
break;
elseif Gen(i,1)==Red(l,3-aux2) & Gen(j,1)==Red(l,aux2),
if Red(l,3+(k-1))<0,
aux3=aux3+abs(Red(l,3+(k-1)));
Ad(j,i)=-aux3/Pl(i,2);
aux=1;
else,
Ad(j,i)=0;
aux=1;
break;
end
end
end
if aux==1, break; end
end
end
end
Ad=Ad^-1;
D_Pl=zeros(size(Gen,1),size(Gen,1));
for i=1:size(Gen,1),
if Gen(i,2)~=0,
for j=1:size(Gen,1),
if Gen(j,3)>0,
D_Pl(i,j)=(Gen(i,2)/Pl(i,2))*Ad(i,j)*Gen(j,3);
end
end
end
end
D_Pl;
Generacion=sum(D_Pl,2);
Cargas=sum(D_Pl,1);
SGen=sum(Gen,1);
SRed=sum(Red,1);
Perdidas=abs(sum(Generacion,1)-SGen(1,2))
Pesos=zeros(size(Gen,1),size(Gen,1));
for i=1:size(Gen,1),
if Gen(i,2)~=0,
for j=1:size(Gen,1),
if Gen(j,3)>0, Pesos(i,j)=D_Pl(i,j)/Gen(i,2); end
end
end
end
w_g=sum(Pesos,2) % Factores de generación
for i=1:size(Gen,1),
if Gen(i,3)>0, w_l(i)=1;
else w_l(i)=0;
117
end
end
w_l=w_l' % Factores de carga
C.3
Método de Bialek: Flujos Medios
Gen=Gen1;
for i=1:size(Gen1,1),
if Gen1(i,2)>0,
Gen(i,2)=Gen1(i,2);
imen=0;
for k=1:2,
for j=1:size(Red1,1),
if Red1(j,k)==Gen1(i,1),
imen=Red1(j,end)/2;
Gen(i,2)=Gen(i,2)-imen;
end
end
end
end
if Gen1(i,3)>0,
Gen(i,3)=Gen1(i,3);
imen1=0;
for k=1:2,
for j=1:size(Red1,1),
if Red1(j,k)==Gen1(i,1),
imen1=Red1(j,end)/2;
Gen(i,3)=Gen(i,3)+imen1;
end
end
end
end
end
Gen;
Red=zeros(size(Red1,1),4);
for i=1:size(Red,1),
Red(i,3)=(abs(Red1(i,3))+abs(Red1(i,4)))/2;
Red(i,1)=Red1(i,1);
Red(i,2)=Red1(i,2);
Red(i,4)=Red1(i,5);
end
Red;
Pl=zeros(size(Gen,1),2);
for i=1:size(Gen,1),
if Gen(i,2)>0,
Pl(i,1)=Gen(i,1);
Pl(i,2)=Gen(i,2);
end
aux=0;
for k=1:2,
for j=1:size(Red1,1),
if Red1(j,k)==Gen(i,1),
if Red1(j,3+(k-1))<0,
aux=Red(j,3);
Pl(i,2)=Pl(i,2)+aux;
118
end
end
end
end
Pl(i,1)=Gen(i,1);
end
Ad=zeros(size(Gen,1),size(Gen,1));
for i=1:size(Gen1,1),
for j=1:size(Gen1,1),
aux=0;
Gen(i,1);
Gen(j,1);
aux3=0;
for k=1:2,
for l=1:size(Red,1),
if k==1, aux2=2;
else, aux2=1; end
if Gen(i,1)==Gen(j,1),
Ad(i,j)=1;
aux=1;
break;
elseif Gen(i,1)==Red1(l,3-aux2) & Gen(j,1)==Red1(l,aux2),
if Red1(l,3+(k-1))<0,
aux3=aux3+Red(l,3);
Ad(i,j)=-aux3/Pl(j,2);
aux=1;
else,
Ad(i,j)=0;
aux=1;
break;
end
end
end
if aux==1, break; end
end
end
end
Ad=Ad^-1;
D_Pl=zeros(size(Gen,1),size(Gen,1));
for i=1:size(Gen,1),
if Gen(i,3)~=0,
for j=1:size(Gen,1),
if Gen(j,2)>0,
D_Pl(i,j)=(Gen(i,3)/Pl(i,2))*Ad(i,j)*Gen(j,2);
end
end
end
end
D_Pl;
Cargas=sum(D_Pl,2);
Generacion=sum(D_Pl,1);
SGen=sum(Gen1,1);
Perdidas1=sum(Cargas,1)-SGen(1,end);
Perdidas2=sum(Generacion,2)-SGen(1,2);
Total=abs(Perdidas1)+abs(Perdidas2)
Pesos_L=zeros(size(Gen,1),size(Gen,1));
119
for i=1:size(Gen,1),
if Gen(i,3)~=0,
for j=1:size(Gen,1),
if Gen(j,2)>0, Pesos_L(i,j)=D_Pl(i,j)/Gen1(i,3); end
end
end
end
w_l=sum(Pesos_L,2) % Factores de carga
Pesos_G=zeros(size(Gen,1),size(Gen,1));
for i=1:size(Gen,1),
if Gen(i,2)~=0,
for j=1:size(Gen,1),
if Gen(j,3)>0,
Pesos_G(i,j)=D_Pl(j,i)/Gen1(i,2); end
end
end
end
w_g=sum(Pesos_G,2) % Factores de generación
C.1
Método de Prorrateo
Total=sum(Gen,1);
Perdidas=sum(Red,1);
for i=1:size(Gen,1),
if Gen(i,3)~=0,
w_l(i,1)=1+(Perdidas(1,end)/Total(1,end));
else w_l(i,1)=0;
end
end
w_l % Factores de carga
for i=1:size(Gen,1),
if Gen(i,2)>0, w_g(i,1)=1;
else w_g(i,1)=0;
end
end
w_g % Factores de generación
120
ANEXO D: Resultados de la aplicación de las metodologías en el sistema
nacional interconectado
D.1
Resultados para el día 21 de enero del 2006
Tabla D-1: Precios nodales de generación
PRECIOS NODALES ($/MWh)
P. GENERACIÓN
FN
GRUESOS
NETOS
MEDIOS PRORRATEO
HIDRO AGOYAN
57,603971 59,4902 58,662932 59,353311
59,4902
G. AMBATO
64,329955 59,4902 59,494054 52,284154
59,4902
G. CENT. SUR
60,008116 59,4902 59,175984 58,798105
59,4902
G. ESMERALDAS
56,061567 59,4902 57,534827 59,48992
59,4902
G. MANABI
71,564243
0
0
0
0
G. ELECTROECUADOR 60,174496 59,4902 59,447212 59,438095
59,4902
G. EMELNORTE1
63,719432 59,4902
59,4817 58,064134
59,4902
G. EMELNORTE2
61,777036 59,4902
59,50407 59,446201
59,4902
G. QUITO
61,34161
59,4902 59,168081 59,472256
59,4902
G. QUITO
60,819223 59,4902 59,216712 58,800348
59,4902
G. REG. SUR
64,767505 59,4902 59,489708 56,440358
59,4902
G. RIOBAMBA
58,438718 59,4902 59,295352 56,925797
59,4902
G. STA. ELENA
69,488386
0
0
0
0
ELECTROQUILU1-U2
60,174663
0
0
0
0
ELECTROQUILU3-U4
60,11151
0
0
0
0
TERMOPICHINCHA-GUAN
61,153658 59,4902 59,061791 59,747415
59,4902
TERMOPICHINCHA-STRS
60,412412 59,4902 59,216712 58,800348
59,4902
INTER. COLOMBIA
59,925402 59,4902 59,380622 59,531264
59,4902
HIDROPAUTE
55,888258 59,4902 57,554469 59,243635
59,4902
HIDRO PUCARA
58,18873
59,4902 58,742973 59,583784
59,4902
ELECTROGUAYAS
60,174496 59,4902 59,447212 59,438095
59,4902
ELECTROGUAYAS
59,852412 59,4902 59,417618 59,484347
59,4902
ELECTROGUAYAS
59,39804
59,4902 58,835901 53,663659
59,4902
TERMOESMERALDAS
55,130469 59,4902 57,534827 59,48992
59,4902
G. COTOPAXI
59,659877 59,4902 59,258246 54,907438
59,4902
G. BOLIVAR
58,438718 59,4902 59,295352 56,925797
59,4902
ENERGYCORP
59,852412 59,4902 59,417618 59,484347
59,4902
HIDRONACION
61,777036 59,4902 56,584536 57,542998
59,4902
EMAAPQ
60,412412 59,4902 59,216712 58,800348
59,4902
SANCELA
59,972683 59,4902 59,258246 54,907438
59,4902
MACH PW
56,523092 59,4902 58,142251 59,013642
59,4902
PBAGE1
59,852412 59,4902 59,417618 59,484347
59,4902
ECOLUZ
61,571646 59,4902 59,168081 59,472256
59,4902
HIDROABANICO
60,008116 59,4902 59,175984 58,798105
59,4902
CEM.SELVA ALEGRE
63,719432 59,4902
59,4817 58,064134
59,4902
121
Tabla D-2: Precios nodales de carga
PRECIOS NODALES ($/MWh)
EMPRESA
DEEAMBAT
DEEAZOGU
DEEBOLIV
DEECOTOP
DEEESMER
DEELRIOS
DEEMANABI
DEEMILAG
DEEQUITO
P. RECEPCIÓN
AMBATO1
AMBATO2
AZOGUES
BOLIVAR
COTOPAXI1
COTOPAXI2
ESMERALDAS
LOS RIOS
MANABI
CHONE
MILAGRO
VIC1
VIC2
TR
PAPA
GUAN
POMASQUI
PINTEX
DEECNSUR
DEEREGSR
DEEELORO
DEERIOBA
DEESTAEL
CENT. SUR
REG. SUR
EL ORO
RIOBAMBA
ELENA
MORR
WER
DEESTDMG
STO. DMGO
DEEEMELEC
BARRA A CHAMBERS
DVERG
POLICENTRO
DTRGU
DAULE
QUEVEDO1
EMEL
QUEVEDO2
CHONGON
EMELGUR
DEEMELNO
GCKBLY
GCAGA
GCPPLR
GCNIRSA
GC PICA
2 CERRITOS
TULCAN
IBARRA34
IBARRA69
KYMBERLY
AGA
PAPELERA
NIRSA
PICA1
PICA2
GCFABRIL
GCEXPALSA
CRIDESA
BASE NAVAL
CARTONERA
INTERAGUA
JABONERÍA
LAFABRIL
EXPALSA
CRIDESA
NAVAL
CARTONERA
INTERAGUA
JABONERÍA
PLASTICAUCH
PLASTICAUCHO
PLASTIGAMA
PLASTIGAMA
PLASTICOS
PROMARISCO
PLASTIEMPAQ
FISA
EMPESEC
PLASTICOS
PROMARISCO
PLASTIEMPAQ
FISA
GC
FN
64,330
58,557
60,008
58,439
64,330
59,973
56,062
61,985
71,564
65,574
58,871
61,572
61,342
60,819
60,412
61,154
59,911
59,925
60,008
64,768
58,180
58,439
69,488
61,425
60,175
60,389
60,174
59,618
60,828
60,094
59,618
61,880
58,871
60,624
63,353
59,571
61,777
63,719
63,714
61,985
60,828
58,871
61,425
60,174
60,828
71,564
58,871
59,618
60,094
60,094
59,618
59,618
64,330
58,871
60,828
58,871
59,571
60,828
59,618
GRUESOS
59,912
60,142
60,316
60,143
59,912
60,152
59,490
62,811
63,728
61,590
61,187
59,682
59,682
60,059
60,059
0,000
59,490
59,490
60,316
61,599
60,041
60,143
64,299
62,397
61,337
61,461
60,061
61,033
61,458
60,105
61,033
61,641
61,187
61,641
60,211
61,550
59,983
60,211
60,211
62,811
61,033
61,187
62,397
60,061
61,033
63,728
61,187
61,033
60,105
60,105
61,033
61,033
59,912
61,187
61,458
61,187
61,550
61,033
61,033
NETOS
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
0,000
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
MEDIOS
59,567
60,647
60,188
60,065
59,567
60,051
61,014
60,279
61,280
60,221
63,292
59,850
59,850
59,669
59,669
0,000
59,514
59,514
60,188
60,201
59,765
60,065
61,082
59,810
60,122
61,469
59,557
62,251
59,697
59,577
62,251
60,037
63,292
60,037
59,810
59,820
59,532
59,810
59,810
60,279
62,251
63,292
59,810
59,557
62,251
61,280
63,292
62,251
59,577
59,577
62,251
62,251
59,567
63,292
59,697
63,292
59,820
62,251
62,251
PRORRATEO
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
0,000
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
122
GC
GC
GC
GC
GC
GC
GC
PRONACA
MOLINERA
CEM.CHIMB
TEXTILES RB
EL CAFÉ
FAB GUAY
FAM. SANC.
ECUACERÁMICA
PRN_DURAN
PRN_QUEVEDO
SAN CARLOS
FADESA
PROQUIMSA
AQUAMAR
HOTEL COLON
CERVECERÍA
PASTLIT
PLASLIT
HOTEL ORO VERDE HOTEL ORO VERDE
EBC GUAYAQUIL
EBC GUAYAQUIL
ODEBRECHT
ODEBRECHT
GC PRONACA
PRON BUCAY
PRON STO. DOMINGO
AZUCARERA
VALDEZ
ECUDOS
ECUDOS
CODANA
CODANA
SOLUBLES
SOLUBLES
GC
FADESA
PROQUIMSA
AQUAMAR
HOTEL COLON
CERVECERÍA
ECUAPLANTACION
PLASTIGUAYAS
SALICA
CARTORAMA
RIALTO
NAPORTEC
PROCARSA
HOLCIM GUAY
EXPORKLORE
GRASAS UNICOL
TECNOPLAST
AJECUADOR
STA. PRISCILA
PRODUCARGO
ECUAPLANTACION
PLASTIGUAYAS
SALICA
CARTORAMA
RIALTO
NAPORTEC
PROCARSA
HOLCIM GUAY
EXPORKLORE
GRASAS UNICOL
TECNOPLAST
AJECUADOR S.A.
STA. PRISCILA
PRODUCARGO
60,174
58,439
59,973
60,828
60,174
59,973
58,439
58,871
61,880
58,871
60,174
59,618
58,871
60,828
59,618
60,828
60,174
60,828
58,557
58,871
60,389
58,871
58,871
58,871
60,174
59,571
60,174
61,425
59,618
60,008
60,094
59,571
60,174
60,174
60,174
59,618
59,618
60,174
58,871
60,061
60,143
60,152
61,458
60,061
60,152
60,143
61,187
61,641
61,187
60,061
61,033
61,187
61,458
61,033
61,033
60,061
61,458
60,142
61,187
61,461
61,187
61,187
61,187
60,061
61,187
60,061
62,397
61,033
60,316
60,105
61,187
61,337
60,061
60,061
61,033
61,033
60,061
61,187
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,490
59,557
60,065
60,051
59,697
59,557
60,051
60,065
63,292
60,037
63,292
59,557
62,251
63,292
59,697
62,251
62,251
59,557
59,697
60,647
63,292
61,469
63,292
63,292
63,292
59,557
63,292
59,557
59,810
62,251
60,188
59,577
63,292
60,122
59,557
59,557
62,251
62,251
59,557
63,292
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
60,776
Tabla D-3: Ingreso económico de los generadores
INGRESO ECONOMICO DE LOS GENERADORES [$]
FN
GRUESOS
NETOS
MEDIOS
CENTRAL
HIDRO AGOYAN
4.442,42
4.587,88
4.524,09
4.577,33
ECUAPOWER
0,00
0,00
0,00
0,00
G. AMBATO
21,03
19,45
19,45
17,09
G. CENT. SUR
2.496,94
2.475,39
2.462,31
2.446,59
G. EL ORO
0,00
0,00
0,00
0,00
G. ESMERALDAS
0,00
0,00
0,00
0,00
G. MANABI
0,00
0,00
0,00
0,00
G. ELECTROECUADOR
1.845,61
1.824,62
1.823,31
1.823,03
G. EMELNORTE
726,86
685,36
685,35
674,08
G. QUITO
5.389,46
5.239,12
5.211,93
5.221,19
G. REG. SUR
374,41
343,90
343,90
326,27
G. RIOBAMBA
517,92
527,24
525,51
504,51
G. STA. ELENA
0,00
0,00
0,00
0,00
G. E.E.LOS RIOS
0,00
0,00
0,00
0,00
ELECTROQUIL
0,00
0,00
0,00
0,00
TERMOPICHINCHA
1.838,28
1.788,28
1.775,40
1.796,01
INTER. COLOMBIA
12.786,57
12.693,71
12.670,33
12.702,47
MEXICO
0,00
0,00
0,00
0,00
PRORRATEO
4.587,88
0,00
19,45
2.475,39
0,00
0,00
0,00
1.824,62
685,36
5.239,12
343,90
527,24
0,00
0,00
0,00
1.788,28
12.693,71
0,00
123
G. MILAGRO
HIDROPAUTE
HIDRO PUCARA
G. STO. DMGO
ELECTROGUAYAS
TERMOESMERALDAS
G. COTOPAXI
G. BOLIVAR
ENERGYCORP
HIDRONACION
EMAAPQ
SANCELA
MACH PW
PBAGE1
ECOLUZ
SAN CARLOS
INTER. PERU
ECOELECTRIC
LUCEGA
HIDROABANICO
CEM.SELVA ALEGRE
TOTAL
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
46.209,19
49.187,32
47.586,84
48.983,46
49.187,32
4.020,14
4.110,05
4.058,43
4.116,52
4.110,05
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
16.785,13
16.662,85
16.617,87
16.368,69
16.662,85
6.876,42
7.420,21
7.176,32
7.420,18
7.420,21
261,98
261,23
260,21
241,11
261,23
52,36
53,30
53,13
51,01
53,30
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
8.364,42
8.054,79
7.661,37
7.791,14
8.054,79
604,85
595,62
592,88
588,71
595,62
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
7.003,56
7.371,20
7.204,18
7.312,15
7.371,20
540,14
536,87
536,21
536,82
536,87
126,29
124,04
123,37
124,00
124,04
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
905,34
897,53
892,79
887,09
897,53
16,02
14,95
14,95
14,59
14,95
122.205,32 125.474,91 122.820,11 124.524,02 125.474,91
Tabla D-4: Pago de los consumidores
PAGO DE LOS DISTRIBUIDORES [$]
EMPRESA
AMBATO
AZOGUES
BOLIVAR
COTOPAXI
ESMERALDAS
LOS RIOS
MANABI
MILAGRO
QUITO
CENT. SUR
REG. SUR
EL ORO
RIOBAMBA
STA. ELENA
STO. DMGO
EMELEC
EMELGUR
EMELNORTE
KYMBERLY
AGA
PAPELERA
NIRSA
PICA
ADELCA
AGLOMER
GUAPAN
LAFABRIL
EXPALSA
CRM
CRIDESA
NAVAL
CARTONERA
INTERAGUA
JABONERÍA
FN
GRUESOS
NETOS
MEDIOS
PRORRATEO
4.457,86
867,60
672,41
2.389,42
3.408,70
2.565,45
11.146,29
3.904,32
27.033,47
6.354,37
2.331,10
4.878,99
2.072,07
3.919,82
3.088,44
30.174,46
7.449,19
4.015,92
78,16
85,54
217,89
59,99
113,68
0,00
0,00
0,00
159,10
188,65
0,00
173,54
158,17
104,68
1.077,24
36,72
4.521,67
1.137,11
638,13
2.840,55
3.617,17
2.678,80
10.197,59
4.479,86
22.104,71
5.559,14
1.860,97
5.035,05
1.974,07
3.762,15
3.169,53
33.268,28
10.147,00
2.333,97
79,20
85,83
226,46
60,90
114,29
0,00
0,00
0,00
141,68
196,07
0,00
177,66
158,20
104,70
1.102,82
37,60
4.477,39
1.121,54
631,21
2.811,67
3.617,17
2.537,19
9.600,77
4.355,62
22.003,60
5.483,05
1.797,26
4.988,89
1.952,65
3.503,38
3.067,91
32.728,87
9.835,90
2.307,97
75,02
83,66
220,18
58,05
111,60
0,00
0,00
0,00
132,26
190,63
0,00
173,17
156,58
103,63
1.074,93
36,65
4.542,00
1.134,70
637,31
2.833,33
3.709,80
2.570,85
9.846,45
4.633,99
22.057,02
5.547,37
1.818,73
5.011,97
1.971,53
3.580,76
3.169,95
32.946,23
10.011,27
2.317,98
76,01
87,54
234,26
58,37
116,22
0,00
0,00
0,00
136,24
202,82
0,00
181,20
156,81
103,78
1.124,82
38,35
4.574,17
1.145,79
644,85
2.872,44
3.695,36
2.592,03
9.808,29
4.449,76
22.479,21
5.601,57
1.836,11
5.096,73
1.994,86
3.579,10
3.134,22
33.436,32
10.048,51
2.357,86
76,64
85,47
224,94
59,31
114,01
0,00
0,00
0,00
135,12
194,75
0,00
176,91
159,97
105,87
1.098,17
37,44
124
ERCO
CARTOPEL
ENKADOR
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
PLASTICAUCHO
18,06
17,90
17,73
17,96
18,11
PLASTIGAMA
101,96
105,98
103,04
109,62
105,26
PLASTICOS
98,12
99,13
95,96
96,29
98,03
PROMARISCO
81,05
84,23
81,90
87,13
83,67
PLASTIEMPAQ
50,40
52,07
50,33
50,61
51,42
FISA
104,23
104,58
101,94
106,67
104,14
ROCACEM LAT
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
CEDAL
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
ITCNXCOL
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
GRAIMAN
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
PROVEFRUT
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
EMPESEC
35,47
36,31
35,40
37,04
36,16
MOLINERA
91,80
91,63
90,75
90,86
92,72
CEM.CHIMB
271,92
279,84
276,81
279,48
282,79
TEXTILES RB
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
EL CAFÉ
153,41
155,00
150,03
150,56
153,28
FAB GUAY
43,66
43,58
43,16
43,21
44,10
FAM. SANC.
129,30
129,69
128,26
129,47
131,03
ECUACERÁMICA
92,07
94,76
93,73
94,63
95,75
ITALPISOS
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
PRONACA
115,18
117,48
113,85
118,40
116,31
INCASA
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
SAN CARLOS
24,67
25,64
24,93
26,52
25,47
FADESA
60,85
60,74
60,16
60,23
61,46
PROQUIMSA
129,48
132,55
129,20
135,20
131,99
AQUAMAR
45,54
47,33
46,02
48,96
47,02
HOTEL COLON
67,64
68,34
66,15
66,38
67,58
CERVECERÍA
133,08
136,24
132,80
138,96
135,67
BOPP QUITO
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
DELTEX QUITO
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
NOVOPAN QUITO
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
DANEC QUITO
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
EBC QUITO
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
PLASLIT
93,37
93,69
91,32
95,56
93,29
HOTEL ORO VERDE
58,15
58,04
57,49
57,55
58,73
EBC GUAYAQUIL
57,92
58,52
56,65
56,84
57,87
ODEBRECHT
72,17
74,13
73,32
74,75
74,91
PRONACA BUCAY
15,52
16,13
15,68
16,69
16,02
PRONACA STO. DOMINGO
25,80
26,25
25,41
26,26
25,96
VALDEZ
24,99
25,97
25,25
26,87
25,80
ECUDOS
39,03
40,57
39,44
41,96
40,29
CODANA
38,33
39,83
38,73
41,20
39,57
PINTEX
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
SOLUBLES
77,00
76,86
76,13
76,21
77,77
ECUAPLANTACION
54,26
55,73
54,19
57,65
55,36
PLASTISACKS
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
PLASTIGUAYAS
50,01
49,91
49,44
49,49
50,50
SALICA
8,75
8,89
8,47
8,52
8,66
CARTORAMA
140,81
144,15
140,51
147,03
143,54
RIALTO
45,04
45,27
44,65
45,17
45,61
LANAFIT
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
NOVACERO
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
NAPORTEC
52,13
52,14
51,61
51,68
52,72
PROCARSA
54,20
55,67
54,12
57,58
55,29
HOLCIM GUAY
589,23
600,61
582,53
588,72
595,12
MALCA
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
EXPORKLORE
87,61
87,45
86,62
86,71
88,49
GRASAS UNICOL
11,35
11,32
11,22
11,23
11,46
TECNOPLAST
39,68
40,62
39,60
41,43
40,45
AJECUADOR S.A.
39,05
39,98
38,97
40,78
39,81
STA. PRISCILA
79,12
78,97
78,22
78,31
79,91
PRODUCARGO
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
TOTAL
126.784,67 125.474,91 122.820,11 124.524,02 125.474,91
125
Figura D-1: Liquidación Total del Sistema
127.000,00
126.000,00
125.000,00
124.000,00
123.000,00
122.000,00
121.000,00
120.000,00
119.000,00
Pago de los consumidores
FN
GRUESOS
Ingreso de los generadores
NETOS
MEDIOS
PRORRATEO
FN
GRUESOS
NETOS
MEDIOS
PRORRATEO
Ingreso de los generadores
122.205,32
125.474,91
122.820,11
124.524,02
125.474,91
Pago de los consumidores
126.784,67
125.474,91
122.820,11
124.524,02
125.474,91
Ingreso de los generadores
D.2
Pago de los consumidores
Resultados para el día 22 de enero del 2006
Tabla D-5: Precios nodales de generación
P. GENERACIÓN
HIDRO AGOYAN
G. AMBATO
G. CENT. SUR
G. ESMERALDAS
G. MANABI
G. ELECTROECUADOR
G. EMELNORTE1
G. EMELNORTE2
G. QUITO
G. QUITO
G. REG. SUR
G. RIOBAMBA
G. STA. ELENA
ELECTROQUILU1-U2
ELECTROQUILU3-U4
TERMOPICHINCHA-GUAN
TERMOPICHINCHA-STRS
INTER. COLOMBIA
HIDROPAUTE
HIDRO PUCARA
ELECTROGUAYAS
ELECTROGUAYAS
ELECTROGUAYAS
TERMOESMERALDAS
G. COTOPAXI
G. BOLIVAR
PRECIOS NODALES ($/MWh)
FN
GRUESOS
NETOS
57,322
59,524
58,695
64,344
59,524
59,528
60,014
59,524
59,150
54,685
59,524
57,052
72,130
0,000
0,000
60,131
59,524
59,477
63,685
59,524
59,513
61,732
59,524
59,531
61,297
59,524
59,225
60,798
59,524
59,227
65,507
59,524
59,517
58,336
59,524
59,371
68,287
0,000
0,000
60,131
0,000
0,000
60,100
0,000
0,000
61,096
59,524
59,118
60,325
59,524
59,227
59,755
59,524
59,395
55,694
59,524
57,647
57,927
59,524
58,778
60,131
59,524
59,477
59,860
59,524
59,458
59,701
0,000
0,000
53,720
59,524
57,052
59,477
59,524
59,232
58,336
59,524
59,371
MEDIOS
59,377
52,501
58,984
59,524
0,000
59,486
58,281
59,478
59,493
58,887
55,038
56,888
0,000
0,000
0,000
59,773
58,887
59,562
58,944
59,634
59,486
59,510
0,000
59,524
54,893
56,888
PRORRATEO
59,524
59,524
59,524
59,524
0,000
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
0,000
0,000
0,000
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
0,000
59,524
59,524
59,524
126
ENERGYCORP
HIDRONACION
EMAAPQ
SANCELA
MACH PW
PBAGE1
ECOLUZ
HIDROABANICO
CEM.SELVA ALEGRE
59,860
61,732
60,325
59,802
56,840
59,860
61,534
60,014
63,685
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,458
56,682
59,227
59,232
58,164
59,458
59,225
59,150
59,513
59,510
57,655
58,887
54,893
58,950
59,510
59,493
58,984
58,281
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
Tabla D-6: Precios nodales de carga
EMPRESA
DEEAMBAT
DEEAZOGU
DEEBOLIV
DEECOTOP
DEEESMER
DEELRIOS
DEEMANABI
DEEMILAG
DEEQUITO
DEECNSUR
DEEREGSR
DEEELORO
DEERIOBA
DEESTAEL
DEESTDMG
DEEEMELEC
EMELGUR
DEEMELNO
GCKBLY
GCAGA
GCPPLR
GCNIRSA
GC PICA
GCFABRIL
GCEXPALSA
CRIDESA
BASE NAVAL
CARTONERA
INTERAGUA
JABONERÍA
PRECIOS NODALES ($/MWh)
P. RECEPCIÓN
FN
GRUESOS
64,344
59,910
AMBATO1
AMBATO2
58,373
60,129
AZOGUES
60,014
60,241
58,336
60,135
BOLIVAR
COTOPAXI1
64,344
59,910
COTOPAXI2
59,802
60,153
54,685
59,524
ESMERALDAS
LOS RIOS
61,582
62,845
MANABI
72,130
63,728
65,903
61,689
CHONE
58,825
61,214
MILAGRO
VIC1
61,534
59,741
VIC2
61,297
59,741
TR
60,798
60,029
PAPA
60,325
60,029
GUAN
61,096
0,000
POMASQUI
59,738
59,524
PINTEX
59,755
59,524
CENT. SUR
60,014
60,241
65,507
61,743
REG. SUR
57,398
60,054
EL ORO
RIOBAMBA
58,336
60,135
ELENA
68,287
64,095
MORR
61,279
62,580
WER
60,131
61,315
STO. DMGO
60,229
61,756
BARRA A CHAMBERS
60,131
60,082
DVERG
59,701
61,257
POLICENTRO
60,851
61,677
DTRGU
60,068
60,260
DAULE
59,701
61,257
QUEVEDO1
61,588
62,084
EMEL
58,825
61,214
QUEVEDO2
60,533
62,084
CHONGON
63,324
60,223
2 CERRITOS
59,587
61,586
61,732
60,000
TULCAN
IBARRA34
63,685
60,223
IBARRA69
63,678
60,223
61,582
62,845
KYMBERLY
AGA
60,851
61,257
PAPELERA
58,825
61,214
61,279
62,580
NIRSA
60,131
60,082
PICA1
PICA2
60,851
61,257
LAFABRIL
72,130
63,728
58,825
61,214
EXPALSA
CRIDESA
59,701
61,257
NAVAL
60,068
60,260
60,068
60,260
CARTONERA
INTERAGUA
59,701
61,257
JABONERÍA
59,701
61,257
NETOS
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
0,000
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
59,524
MEDIOS
59,616
60,592
60,209
60,002
59,616
60,137
61,749
60,317
61,275
60,266
63,545
59,877
59,877
59,688
59,688
0,000
59,553
59,553
60,209
60,321
59,789
60,002
60,903
59,806
60,135
62,104
59,583
62,275
59,728
59,604
62,275
60,161
63,545
60,161
59,823
59,848
59,566
59,823
59,823
60,317
62,275
63,545
59,806
59,583
62,275
61,275
63,545
62,275
59,604
59,604
62,275
62,275
PRORRATEO
60,829
60,829
60,829
60,829
60,829
60,829
60,829
60,829
60,829
60,829
60,829
60,829
60,829
60,829
60,829
0,000
60,829
60,829
60,829
60,829
60,829
60,829
60,829
60,829
60,829
60,829
60,829
60,829
60,829
60,829
60,829
60,829
60,829
60,829
60,829
60,829
60,829
60,829
60,829
60,829
60,829
60,829
60,829
60,829
60,829
60,829
60,829
60,829
60,829
60,829
60,829
60,829
127
Tabla D-7: Ingreso económico de los generadores
INGRESO ECONOMICO DE LOS GENERADORES [$]
FN
GRUESOS
NETOS
MEDIOS
PRORRATEO
CENTRAL
G. EL ORO
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
G. ESMERALDAS
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
G. MANABI
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
G. ELECTROECUADOR
1.778,79
1.760,85
1.759,44
1.759,72
1.760,85
G. EMELNORTE
729,88
689,08
689,02
679,21
689,08
G. QUITO
5.215,93
5.076,56
5.051,07
5.059,54
5.076,56
G. REG. SUR
307,48
279,40
279,36
258,34
279,40
G. RIOBAMBA
428,05
436,77
435,64
417,43
436,77
G. STA. ELENA
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
G. E.E.LOS RIOS
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
ELECTROQUIL
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
TERMOPICHINCHA
1.834,11
1.786,92
1.774,74
1.794,39
1.786,92
INTER. COLOMBIA
13.420,97
13.369,12
13.340,00
13.377,62
13.369,12
MEXICO
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
G. MILAGRO
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
HIDROPAUTE
44.837,56
47.921,62
46.409,84
47.454,15
47.921,62
HIDRO PUCARA
4.003,35
4.113,71
4.062,13
4.121,27
4.113,71
G. STO. DMGO
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
ELECTROGUAYAS
13.857,65
13.743,78
13.731,02
13.737,29
13.743,78
TERMOESMERALDAS
6.713,98
7.439,36
7.130,32
7.439,25
7.439,36
G. COTOPAXI
249,48
249,68
248,46
230,25
249,68
G. BOLIVAR
44,10
45,00
44,88
43,01
45,00
ENERGYCORP
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
HIDRONACION
8.370,56
8.071,16
7.685,79
7.817,63
8.071,16
EMAAPQ
665,27
656,44
653,15
649,41
656,44
SANCELA
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
MACH PW
7.026,36
7.358,22
7.190,09
7.287,23
7.358,22
PBAGE1
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
ECOLUZ
125,66
123,70
123,08
123,64
123,70
SAN CARLOS
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
INTER. PERU
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
ECOELECTRIC
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
LUCEGA
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
HIDROABANICO
904,53
897,15
891,52
889,00
897,15
CEM.SELVA ALEGRE
14,57
13,62
13,61
13,33
13,62
TOTAL
117.591,42 121.243,68 118.644,12 120.325,73 121.243,68
Tabla D-8: Pago de los consumidores
PAGO DE LOS DISTRIBUIDORES [$]
EMPRESA
AMBATO
AZOGUES
BOLIVAR
COTOPAXI
ESMERALDAS
LOS RIOS
MANABI
MILAGRO
QUITO
CENT. SUR
REG. SUR
EL ORO
RIOBAMBA
STA. ELENA
STO. DMGO
EMELEC
FN
GRUESOS
NETOS
MEDIOS
PRORRATEO
4.347,62
859,88
671,02
2.329,57
2.869,18
2.573,43
11.117,18
3.848,23
27.378,39
6.111,15
2.318,15
4.661,77
2.099,56
3.397,13
2.925,00
28.831,78
4.387,78
1.132,72
646,25
2.621,81
3.123,10
2.700,91
10.099,21
4.591,50
22.524,53
5.119,84
1.895,13
4.877,44
2.050,70
3.308,82
3.040,27
31.761,86
4.348,16
1.119,24
639,69
2.596,90
3.123,10
2.558,18
9.511,82
4.464,76
22.430,50
5.058,93
1.827,04
4.834,46
2.029,89
3.088,72
2.930,39
31.204,75
4.405,81
1.132,11
644,82
2.618,23
3.239,83
2.592,26
9.749,79
4.766,37
22.482,40
5.117,10
1.851,48
4.855,95
2.046,17
3.147,90
3.057,39
31.403,14
4.443,43
1.143,77
653,70
2.653,80
3.191,53
2.614,23
9.720,23
4.562,59
22.921,96
5.169,77
1.867,07
4.940,39
2.074,37
3.156,40
2.994,59
31.888,46
128
EMELGUR
EMELNORTE
KYMBERLY
AGA
PAPELERA
NIRSA
PICA
ADELCA
AGLOMER
GUAPAN
LAFABRIL
EXPALSA
CRM
CRIDESA
NAVAL
CARTONERA
INTERAGUA
JABONERÍA
ERCO
CARTOPEL
ENKADOR
PLASTICAUCHO
PLASTIGAMA
PLASTICOS
PROMARISCO
PLASTIEMPAQ
FISA
ROCACEM LAT
CEDAL
ITCNXCOL
GRAIMAN
PROVEFRUT
EMPESEC
MOLINERA
CEM.CHIMB
TEXTILES RB
EL CAFÉ
FAB GUAY
FAM. SANC.
ECUACERÁMICA
ITALPISOS
PRONACA
INCASA
SAN CARLOS
FADESA
PROQUIMSA
AQUAMAR
HOTEL COLON
CERVECERÍA
BOPP QUITO
DELTEX QUITO
NOVOPAN QUITO
DANEC QUITO
EBC QUITO
PLASLIT
HOTEL ORO VERDE
EBC GUAYAQUIL
ODEBRECHT
PRONACA BUCAY
6.984,76
3.852,20
73,16
137,18
373,57
55,26
81,55
0,00
0,00
0,00
151,40
137,30
0,00
174,00
143,24
71,24
1.033,37
60,18
0,00
0,00
0,00
7,92
103,94
93,04
63,63
52,32
34,12
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
35,52
10,23
262,98
0,00
143,12
33,23
95,44
54,88
0,00
37,51
0,00
24,48
30,15
125,31
26,43
50,57
142,44
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
70,89
47,36
113,71
58,70
47,09
9.330,84
2.303,14
74,66
138,10
388,74
56,40
82,03
0,00
0,00
0,00
133,76
142,88
0,00
178,54
143,70
71,47
1.060,30
61,75
0,00
0,00
0,00
7,49
108,17
94,30
66,21
54,07
34,35
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
36,45
10,22
271,09
0,00
145,06
33,20
96,00
56,57
0,00
38,26
0,00
25,48
30,13
128,57
27,50
51,25
146,15
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
71,36
47,32
115,25
60,47
49,01
9.024,29
2.278,30
70,71
134,19
378,01
53,64
79,91
0,00
0,00
0,00
124,94
138,93
0,00
173,49
141,95
70,60
1.030,31
60,00
0,00
0,00
0,00
7,44
105,18
91,01
64,38
52,26
33,38
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
35,42
10,13
268,34
0,00
140,00
32,90
95,00
56,00
0,00
36,87
0,00
24,77
29,85
124,94
26,74
49,46
142,02
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
69,35
46,89
111,23
59,86
47,65
9.172,39
2.287,54
71,66
140,39
403,55
53,90
83,13
0,00
0,00
0,00
128,62
148,32
0,00
181,50
142,14
70,69
1.077,92
62,77
0,00
0,00
0,00
7,47
112,28
91,32
68,73
52,55
34,92
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
37,05
10,14
270,49
0,00
140,48
32,93
95,98
56,44
0,00
38,05
0,00
26,45
29,88
130,71
28,55
49,63
148,58
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
72,55
46,93
111,61
60,93
50,87
9.222,02
2.328,22
72,26
137,13
386,29
54,81
81,66
0,00
0,00
0,00
127,68
141,98
0,00
177,29
145,06
72,14
1.052,88
61,32
0,00
0,00
0,00
7,60
107,48
93,01
65,80
53,41
34,11
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
36,19
10,35
274,22
0,00
143,07
33,62
97,08
57,22
0,00
37,68
0,00
25,32
30,50
127,67
27,33
50,55
145,13
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
70,87
47,91
113,66
61,17
48,70
129
PRONACA STO. DOMINGO
VALDEZ
ECUDOS
CODANA
PINTEX
SOLUBLES
ECUAPLANTACION
PLASTISACKS
PLASTIGUAYAS
SALICA
CARTORAMA
RIALTO
LANAFIT
NOVACERO
NAPORTEC
PROCARSA
HOLCIM GUAY
MALCA
EXPORKLORE
GRASAS UNICOL
TECNOPLAST
AJECUADOR S.A.
STA. PRISCILA
PRODUCARGO
TOTAL
40,09
41,10
39,62
41,34
40,49
20,17
20,98
20,41
21,78
20,85
33,94
35,32
34,34
36,66
35,10
38,41
39,97
38,87
41,50
39,72
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
82,37
82,30
81,54
81,62
83,32
30,95
31,80
30,92
33,01
31,59
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
20,44
20,43
20,24
20,26
20,68
12,03
12,28
11,68
11,74
11,94
127,00
130,31
126,62
132,47
129,39
36,69
36,83
36,39
36,81
37,19
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
34,87
34,98
34,55
34,60
35,31
8,82
9,06
8,81
9,41
9,01
639,01
651,59
632,57
639,05
646,43
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
85,20
85,13
84,34
84,42
86,19
12,28
12,27
12,16
12,17
12,43
25,49
26,16
25,42
26,59
25,97
56,83
58,31
56,66
59,28
57,90
62,78
62,73
62,15
62,21
63,51
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
122.799,85 121.243,68 118.644,12 120.325,73 121.243,68
Figura D-2: Liquidación Total del Sistema
123.000
122.000
121.000
120.000
119.000
118.000
117.000
116.000
115.000
114.000
Ingreso de los generadores
FN
GRUESOS
Pago de los consumidores
NETOS
MEDIOS
PRORRATEO
FN
GRUESOS
NETOS
MEDIOS
PRORRATEO
Pago de los consumidores
122.799,85
121.243,68
118.644,12
120.325,73
121.243,68
Ingreso de los generadores
117.591,42
121.243,68
118.644,12
120.325,73
121.243,68
Pago de los consumidores
Ingreso de los generadores
130
D.3
Resultados para el día 19 de Julio del 2006
Tabla D-9: Precios nodales de generación
PRECIOS NODALES ($/MWh)
P. GENERACIÓN
FN
GRUESOS NETOS
HIDRO AGOYAN
90,279
0,000
0,000
G. AMBATO
97,891
87,424
87,428
G. CENT. SUR
89,277
87,424
87,204
G. ESMERALDAS
103,128
0,000
0,000
G. MANABI
104,778
0,000
0,000
G. ELECTROECUADOR
86,770
87,424
87,124
G. EMELNORTE1
97,871
87,424
87,426
G. EMELNORTE2
92,307
87,424
87,388
G. QUITO
95,003
87,424
87,248
G. QUITO
93,909
87,424
87,028
G. REG. SUR
95,816
87,424
87,424
G. RIOBAMBA
89,038
87,424
86,590
G. STA. ELENA
96,423
87,424
87,424
ELECTROQUILU1-U2
83,382
87,424
86,481
ELECTROQUILU3-U4
85,941
87,424
85,687
TERMOPICHINCHA-GUAN 94,801
87,424
87,245
TERMOPICHINCHA-STRS 93,191
87,424
87,028
INTER. COLOMBIA
92,693
87,424
87,377
HIDROPAUTE
82,960
87,424
84,302
HIDRO PUCARA
90,015
87,424
86,626
ELECTROGUAYAS
86,770
87,424
87,124
ELECTROGUAYAS
86,712
87,424
87,270
ELECTROGUAYAS
87,128
87,424
86,057
TERMOESMERALDAS
101,963
0,000
0,000
G. COTOPAXI
92,438
87,424
87,343
G. BOLIVAR
89,038
87,424
86,590
ENERGYCORP
86,712
87,424
87,270
HIDRONACION
92,307
87,424
82,943
EMAAPQ
93,191
87,424
87,028
SANCELA
87,424
87,424
87,343
MACH PW
93,128
0,000
0,000
PBAGE1
86,712
87,424
87,270
ECOLUZ
87,424
87,424
87,248
HIDROABANICO
89,277
87,424
87,204
CEM.SELVA ALEGRE
97,871
87,424
87,426
MEDIOS
0,000
85,915
86,619
0,000
0,000
87,545
86,654
87,169
87,417
86,960
86,636
79,515
76,694
87,600
87,561
87,549
86,960
87,450
86,995
87,419
87,545
87,485
83,872
0,000
84,023
79,515
87,485
84,453
86,960
84,023
0,000
87,485
87,417
86,619
86,654
PRORRATEO
0,000
87,424
87,424
0,000
0,000
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
0,000
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
0,000
87,424
87,424
87,424
87,424
Tabla D-10: Precios nodales de carga
EMPRESA
DEEAMBAT
DEEAZOGU
DEEBOLIV
DEECOTOP
DEEESMER
DEELRIOS
DEEMANABI
DEEMILAG
PRECIOS NODALES ($/MWh)
P. RECEPCIÓN
FN
GRUESOS
97,891
87,880
AMBATO1
AMBATO2
90,643
89,670
89,277
88,544
AZOGUES
89,038
89,140
BOLIVAR
97,891
87,880
COTOPAXI1
93,030
88,264
COTOPAXI2
103,128
94,301
ESMERALDAS
89,704
88,936
LOS RIOS
104,778
93,768
MANABI
97,478
90,583
CHONE
87,041
89,675
MILAGRO
NETOS
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
MEDIOS
87,599
90,592
88,191
90,752
87,599
87,948
89,477
87,607
90,184
88,606
92,668
PRORRATEO
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
131
DEEQUITO
VIC1
VIC2
TR
PAPA
GUAN
POMASQUI
PINTEX
DEECNSUR
DEEREGSR
DEEELORO
DEERIOBA
DEESTAEL
CENT. SUR
REG. SUR
EL ORO
RIOBAMBA
ELENA
MORR
WER
DEESTDMG
STO. DMGO
DEEEMELEC
BARRA A CHAMBERS
DVERG
POLICENTRO
DTRGU
DAULE
QUEVEDO1
EMEL
QUEVEDO2
CHONGON
EMELGUR
DEEMELNO
GCKBLY
GCAGA
GCPPLR
GCNIRSA
GC PICA
2 CERRITOS
TULCAN
IBARRA34
IBARRA69
KYMBERLY
AGA
PAPELERA
NIRSA
PICA1
PICA2
GCFABRIL
GCEXPALSA
CRIDESA
BASE NAVAL
CARTONERA
INTERAGUA
JABONERÍA
PLASTICAUCH
PLASTIGAMA
PLASTICOS
PROMARISCO
PLASTIEMPAQ
FISA
GC
GC
GC
GC
GC
GC
GC
GC
PRONACA
LAFABRIL
EXPALSA
CRIDESA
NAVAL
CARTONERA
INTERAGUA
JABONERÍA
PLASTICAUCHO
PLASTIGAMA
PLASTICOS
PROMARISCO
PLASTIEMPAQ
FISA
EMPESEC
MOLINERA
CEM.CHIMB
TEXTILES RB
EL CAFÉ
FAB GUAY
FAM. SANC.
ECUACERÁMICA
PRN_DURAN
PRN_QUEVEDO
SAN CARLOS
FADESA
PROQUIMSA
AQUAMAR
HOTEL COLON
CERVECERÍA
PASTLIT
PLASLIT
HOTEL ORO VERDE HOTEL ORO VERDE
EBC GUAYAQUIL
EBC GUAYAQUIL
ODEBRECHT
ODEBRECHT
GC PRONACA
PRON BUCAY
GC
FADESA
PROQUIMSA
AQUAMAR
HOTEL COLON
CERVECERÍA
95,480
95,003
93,909
93,191
94,801
92,669
92,693
89,277
95,816
94,468
89,038
96,423
87,593
83,382
93,711
86,770
87,617
88,880
86,895
87,617
92,333
87,041
90,766
97,511
87,512
92,307
97,871
97,841
89,704
87,617
87,041
87,593
86,770
87,617
104,778
87,041
87,617
86,895
86,895
87,617
87,617
97,891
87,041
88,880
87,041
87,512
87,617
87,617
86,770
89,038
93,030
88,880
86,770
93,030
89,038
87,041
92,333
87,041
86,770
87,617
87,041
88,880
87,617
87,617
86,770
88,880
90,643
87,041
87,721
87,721
89,194
89,194
87,424
87,424
87,424
88,544
89,158
92,391
89,140
91,317
88,415
87,424
90,069
87,652
88,966
89,488
87,424
88,966
90,126
89,675
90,126
88,107
90,074
87,553
88,107
88,107
88,936
88,966
89,675
88,415
87,652
88,966
93,768
89,675
88,966
87,424
87,424
88,966
88,966
87,880
89,675
89,488
89,675
90,074
88,966
88,966
87,652
89,140
88,264
89,488
87,652
88,264
89,140
89,675
90,126
89,675
87,652
88,966
89,675
89,488
88,966
88,966
87,652
89,488
89,670
89,675
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,586
87,586
87,731
87,731
87,518
87,427
87,427
88,191
87,950
87,652
90,752
88,658
87,919
88,369
89,758
87,595
89,534
87,680
87,471
89,534
89,891
92,668
89,891
87,659
87,744
87,531
87,659
87,659
87,607
89,534
92,668
87,919
87,595
89,534
90,184
92,668
89,534
87,471
87,471
89,534
89,534
87,599
92,668
87,680
92,668
87,744
89,534
89,534
87,595
90,752
87,948
87,680
87,595
87,948
90,752
92,668
89,891
92,668
87,595
89,534
92,668
87,680
89,534
89,534
87,595
87,680
90,592
92,668
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
132
AZUCARERA
ECUDOS
CODANA
SOLUBLES
ECUAPLANTACION
PLASTIGUAYAS
SALICA
CARTORAMA
RIALTO
NAPORTEC
PROCARSA
HOLCIM GUAY
EXPORKLORE
GRASAS UNICOL
TECNOPLAST
AJECUADOR
STA. PRISCILA
PRODUCARGO
PRON STO. DOMINGO 93,711
87,041
VALDEZ
87,041
ECUDOS
87,041
CODANA
86,770
SOLUBLES
ECUAPLANTACION
PLASTIGUAYAS
SALICA
CARTORAMA
RIALTO
NAPORTEC
PROCARSA
HOLCIM GUAY
EXPORKLORE
GRASAS UNICOL
TECNOPLAST
AJECUADOR S.A.
STA. PRISCILA
PRODUCARGO
87,041
86,770
87,593
87,617
89,277
86,895
87,041
83,382
86,770
86,770
87,617
87,617
86,770
87,041
90,069
89,675
89,675
89,675
87,652
89,675
87,652
88,415
88,966
88,544
87,424
89,675
87,424
87,652
87,652
88,966
88,966
87,652
89,675
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
87,424
89,758
92,668
92,668
92,668
87,595
92,668
87,595
87,919
89,534
88,191
87,471
92,668
88,369
87,595
87,595
89,534
89,534
87,595
92,668
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
89,258
Tabla D-11: Ingreso económico de los generadores
INGRESO ECONOMICO DE LOS GENERADORES [$]
FN
GRUESOS
NETOS
MEDIOS
CENTRAL
HIDRO AGOYAN
0,00
0,00
0,00
0,00
ECUAPOWER
0,00
0,00
0,00
0,00
G. AMBATO
287,22
256,51
256,52
252,08
G. CENT. SUR
4.087,84
4.002,97
3.992,90
3.966,14
G. EL ORO
738,17
683,13
683,13
668,87
G. ESMERALDAS
0,00
0,00
0,00
0,00
G. MANABI
0,00
0,00
0,00
0,00
G. ELECTROECUADOR
15.158,98
15.273,20
15.220,87
15.294,37
G. EMELNORTE
1.059,78
966,03
965,91
959,53
G. QUITO
8.061,27
7.442,03
7.421,84
7.430,60
G. REG. SUR
1.113,02
1.015,53
1.015,53
1.006,38
G. RIOBAMBA
1.347,01
1.322,59
1.309,97
1.202,94
G. STA. ELENA
349,05
316,47
316,47
277,63
G. E.E.LOS RIOS
0,00
0,00
0,00
0,00
ELECTROQUIL
10.674,28
11.076,46
10.922,92
11.097,10
TERMOPICHINCHA
7.475,69
6.966,99
6.942,07
6.948,01
INTER. COLOMBIA
18.047,53
16.956,79
16.945,43
16.962,36
MEXICO
0,00
0,00
0,00
0,00
G. MILAGRO
0,00
0,00
0,00
0,00
HIDROPAUTE
76.403,69
80.514,98
77.639,65
80.119,97
HIDRO PUCARA
6.244,05
6.064,30
6.008,93
6.063,96
G. STO. DMGO
0,00
0,00
0,00
0,00
ELECTROGUAYAS
24.890,18
25.050,73
24.881,69
24.729,36
TERMOESMERALDAS
0,00
0,00
0,00
0,00
G. COTOPAXI
544,35
514,82
514,34
494,79
G. BOLIVAR
86,21
84,65
83,84
76,99
ENERGYCORP
0,00
0,00
0,00
0,00
HIDRONACION
13.036,49
12.346,85
11.714,09
11.927,22
EMAAPQ
1.252,12
1.174,63
1.169,31
1.168,40
SANCELA
0,00
0,00
0,00
0,00
MACH PW
0,00
0,00
0,00
0,00
PBAGE1
857,80
864,84
863,32
865,45
ECOLUZ
456,69
426,22
425,36
426,18
SAN CARLOS
124,31
124,31
122,52
0,00
INTER. PERU
0,00
0,00
0,00
0,00
ECOELECTRIC
0,00
0,00
0,00
0,00
LUCEGA
1,44
1,44
1,42
0,00
HIDROABANICO
1.325,86
1.298,33
1.295,06
1.286,39
CEM.SELVA ALEGRE
237,50
212,15
212,15
210,28
SIBIMBE
1.252,70
1.220,86
1.220,86
1.218,22
TOTAL
195.113,22
196.177,80 192.146,12 194.653,22
PRORRATEO
0,00
0,00
256,51
4.002,97
683,13
0,00
0,00
15.273,20
966,03
7.442,03
1.015,53
1.322,59
316,47
0,00
11.076,46
6.966,99
16.956,79
0,00
0,00
80.514,98
6.064,30
0,00
25.050,73
0,00
514,82
84,65
0,00
12.346,85
1.174,63
0,00
0,00
864,84
426,22
124,31
0,00
0,00
1,44
1.298,33
212,15
1.220,86
196.177,80
133
Tabla D-12: Pago de los consumidores
PAGO DE LOS DISTRIBUIDORES [$]
EMPRESA
AMBATO
AZOGUES
BOLIVAR
COTOPAXI
ESMERALDAS
LOS RIOS
MANABI
MILAGRO
QUITO
CENT. SUR
REG. SUR
EL ORO
RIOBAMBA
STA. ELENA
STO. DMGO
EMELEC
EMELGUR
EMELNORTE
KYMBERLY
AGA
PAPELERA
NIRSA
PICA
ADELCA
AGLOMER
GUAPAN
LAFABRIL
EXPALSA
CRM
CRIDESA
NAVAL
CARTONERA
INTERAGUA
JABONERÍA
ERCO
CARTOPEL
ENKADOR
PLASTICAUCHO
PLASTIGAMA
PLASTICOS
PROMARISCO
PLASTIEMPAQ
FISA
ROCACEM LAT
CEDAL
ITCNXCOL
GRAIMAN
PROVEFRUT
EMPESEC
MOLINERA
CEM.CHIMB
TEXTILES RB
EL CAFÉ
FAB GUAY
FAM. SANC.
FN
GRUESOS
NETOS
MEDIOS
PRORRATEO
7.465,82
1.333,18
1.006,09
4.320,57
5.904,70
3.784,30
16.978,00
5.494,78
48.263,32
10.113,66
3.876,65
7.363,88
3.606,61
4.575,31
5.080,25
47.079,98
13.147,23
6.584,98
0,00
0,00
595,04
210,62
0,00
0,00
0,00
0,00
282,59
261,40
0,00
0,00
216,54
0,00
1.614,53
77,10
339,70
0,00
0,00
205,11
0,00
151,36
65,03
110,96
155,35
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
327,84
0,00
202,56
77,31
0,00
7.386,45
1.724,29
920,94
4.387,11
5.399,30
2.509,94
15.591,04
6.560,84
39.424,21
8.900,97
2.571,58
6.480,01
2.590,40
4.271,71
5.037,56
50.588,00
16.964,30
3.628,20
0,00
0,00
613,05
212,40
0,00
0,00
0,00
0,00
252,89
269,31
0,00
0,00
217,86
0,00
1.639,38
78,29
0,00
0,00
0,00
192,17
0,00
152,40
67,00
114,21
157,75
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
328,21
0,00
203,94
78,09
325,96
7.230,62
1.702,48
903,20
4.349,22
5.005,55
2.467,26
14.664,12
6.396,13
39.048,43
8.788,40
2.521,56
6.131,66
2.540,52
4.124,65
4.889,61
50.138,60
16.557,91
3.607,89
0,00
0,00
597,65
209,93
0,00
0,00
0,00
0,00
235,78
262,55
0,00
0,00
217,86
0,00
1.610,97
76,93
0,00
0,00
0,00
189,45
0,00
148,88
65,32
110,85
155,01
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
321,89
0,00
199,24
77,89
322,86
7.442,56
1.717,42
937,59
4.371,76
5.123,14
2.472,42
15.059,12
6.779,81
39.123,56
8.865,50
2.536,73
6.147,66
2.637,25
4.173,57
5.020,15
50.449,25
16.858,66
3.615,77
0,00
0,00
633,51
211,14
0,00
0,00
0,00
0,00
243,23
278,30
0,00
0,00
217,98
0,00
1.649,86
78,79
0,00
0,00
0,00
192,72
0,00
149,32
69,24
111,26
158,75
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
334,15
0,00
199,82
78,04
324,79
7.382,34
1.738,21
922,15
4.440,48
5.110,58
2.519,03
14.971,81
6.530,33
39.867,78
8.972,80
2.574,47
6.260,32
2.593,83
4.211,20
4.992,21
51.190,65
16.905,34
3.683,59
0,00
0,00
610,19
214,33
0,00
0,00
0,00
0,00
240,73
268,06
0,00
0,00
222,43
0,00
1.644,77
78,55
0,00
0,00
0,00
193,42
0,00
152,01
66,69
113,18
158,26
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
328,65
0,00
203,42
79,52
329,63
134
ECUACERÁMICA
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
ITALPISOS
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
PRONACA
191,89
192,31
187,01
195,24
190,93
INCASA
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
SAN CARLOS
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
FADESA
119,56
120,78
120,47
120,70
122,99
PROQUIMSA
189,67
192,59
189,26
193,82
193,23
AQUAMAR
72,66
74,86
72,98
77,36
74,51
HOTEL COLON
80,97
81,52
79,64
79,88
81,31
CERVECERÍA
337,55
342,75
336,81
344,94
343,87
BOPP QUITO
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
DELTEX QUITO
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
NOVOPAN QUITO
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
DANEC QUITO
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
EBC QUITO
121,93
0,00
0,00
0,00
0,00
PLASLIT
278,01
282,29
277,40
284,09
283,22
HOTEL ORO VERDE
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
EBC GUAYAQUIL
224,97
226,51
221,29
221,93
225,93
ODEBRECHT
234,55
232,03
226,22
234,42
230,97
PRONACA BUCAY
142,13
146,44
142,76
151,32
145,76
PRONACA STO. DOMINGO
153,33
147,37
143,04
146,86
146,04
VALDEZ
10,97
11,30
11,02
11,68
11,25
ECUDOS
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
CODANA
64,50
66,45
64,78
68,67
66,14
PINTEX
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
SOLUBLES
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
ECUAPLANTACION
73,29
75,51
73,62
78,03
75,16
PLASTISACKS
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
PLASTIGUAYAS
74,88
75,64
75,45
75,59
77,03
SALICA
0,92
0,93
0,92
0,92
0,94
CARTORAMA
191,26
194,20
190,84
195,44
194,84
RIALTO
68,11
67,55
66,69
67,28
68,09
LANAFIT
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
NOVACERO
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
NAPORTEC
241,49
242,96
242,96
243,09
248,06
PROCARSA
65,91
67,91
66,20
70,17
67,59
HOLCIM GUAY
2.831,76
2.969,01
2.969,01
3.001,10
3.031,31
MALCA
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
EXPORKLORE
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
GRASAS UNICOL
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
TECNOPLAST
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
AJECUADOR S.A.
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
STA. PRISCILA
114,52
115,68
115,38
115,61
117,80
PRODUCARGO
52,71
54,30
52,94
56,11
54,05
ELECTROCABLES
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
ECUREFSA
84,11
85,41
83,93
85,95
85,69
INT. FOOD SERVICES
3,86
3,90
3,89
3,89
3,97
KFC PLAZA QUIL
6,28
6,32
6,18
6,19
6,31
KFC VIA DAULE
6,71
6,78
6,76
6,78
6,91
KFC PLANTA AVICOLA TAMBILLO
1,54
1,47
1,44
1,44
1,47
KFC FINCA LAICAS
0,23
0,22
0,22
0,22
0,22
REYSAC
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
SEAFMAN
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
SODERAL
60,50
62,33
60,77
64,41
62,04
INTERFIBRA
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
EBC STO DOMINGO
7,69
7,40
7,18
7,37
7,33
AVICOLA SAN ISIDRO 55,58
56,44
55,46
56,80
56,62
INCUBADORA ANHALZER12,92
13,12
12,90
13,21
13,17
TESALIA
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
MOLINOS DEL ECUADOR108,89
110,00
109,72
109,93
112,02
TOTAL
207.158,24 196.177,80 192.146,12 194.653,22 196.177,80
135
Figura D-3: Liquidación Total del Sistema
210.000
205.000
200.000
195.000
190.000
185.000
180.000
Ingreso de los generadores
FN
GRUESOS
Pago de los consumidores
NETOS
MEDIOS
PRORRATEO
FN
GRUESOS
NETOS
MEDIOS
PRORRATEO
Pago de los consumidores
207.158,24
196.177,80
192.146,12
194.653,22
196.177,80
Ingreso de los generadores
195.113,22
196.177,80
192.146,12
194.653,22
196.177,80
Pago de los consumidores
D.4
Ingreso de los generadores
Resultados para el día 22 de Julio del 2006
Tabla D-13: Precios nodales de generación
P. GENERACIÓN
HIDRO AGOYAN
G. AMBATO
G. CENT. SUR
G. ESMERALDAS
G. MANABI
G. ELECTROECUADOR
G. EMELNORTE1
G. EMELNORTE2
G. QUITO
G. QUITO
G. REG. SUR
G. RIOBAMBA
G. STA. ELENA
ELECTROQUILU1-U2
ELECTROQUILU3-U4
TERMOPICHINCHA-GUAN
TERMOPICHINCHA-STRS
INTER. COLOMBIA
HIDROPAUTE
HIDRO PUCARA
ELECTROGUAYAS
ELECTROGUAYAS
ELECTROGUAYAS
TERMOESMERALDAS
PRECIOS NODALES ($/MWh)
FN
GRUESOS NETOS
82,033
83,068
81,447
93,266
83,068
83,068
84,651
83,068
82,712
96,029
0,000
0,000
99,026
0,000
0,000
82,590
83,068
82,795
91,814
83,068
82,902
87,655
83,068
83,041
88,436
83,068
82,388
87,672
83,068
82,370
91,157
83,068
83,068
83,680
83,068
82,327
91,394
83,068
83,068
79,464
83,068
81,638
81,685
83,068
81,263
88,199
83,068
82,266
87,273
83,068
82,370
86,895
83,068
82,979
79,239
83,068
80,297
83,942
83,068
81,717
82,590
83,068
82,795
82,500
83,068
82,947
82,761
83,068
81,750
95,131
0,000
0,000
MEDIOS
82,972
79,119
82,355
0,000
0,000
83,145
79,238
81,059
83,102
81,580
81,190
77,985
73,617
83,358
83,302
83,661
81,580
83,103
83,211
83,288
83,145
83,175
80,448
0,000
PRORRATA
83,068
83,068
83,068
0,000
0,000
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
0,000
136
G. COTOPAXI
G. BOLIVAR
ENERGYCORP
HIDRONACION
EMAAPQ
SANCELA
MACH PW
PBAGE1
ECOLUZ
HIDROABANICO
CEM.SELVA ALEGRE
86,021
83,680
82,500
87,655
87,273
83,068
88,237
82,500
83,068
84,651
91,814
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
0,000
83,068
83,068
83,068
83,068
82,627
82,327
82,947
78,965
82,370
82,627
0,000
82,947
82,388
82,712
82,902
76,967
77,985
83,175
82,150
81,580
76,967
0,000
83,175
83,102
82,355
79,238
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
0,000
83,068
83,068
83,068
83,068
Tabla D-14: Precios nodales de carga
EMPRESA
DEEAMBAT
DEEAZOGU
DEEBOLIV
DEECOTOP
DEEESMER
DEELRIOS
DEEMANABI
DEEMILAG
DEEQUITO
DEECNSUR
DEEREGSR
DEEELORO
DEERIOBA
DEESTAEL
DEESTDMG
DEEEMELEC
EMELGUR
DEEMELNO
GCKBLY
GCAGA
GCPPLR
GCNIRSA
GC PICA
GCFABRIL
GCEXPALSA
PRECIOS NODALES ($/MWh)
P. RECEPCIÓN
FN
GRUESOS
93,266
83,981
AMBATO1
84,172
84,405
AMBATO2
84,651
84,074
AZOGUES
83,680
84,351
BOLIVAR
93,266
83,981
COTOPAXI1
86,386
84,097
COTOPAXI2
96,029
89,269
ESMERALDAS
85,229
84,542
LOS RIOS
99,026
89,124
MANABI
92,593
86,159
CHONE
82,760
84,919
MILAGRO
88,675
83,396
VIC1
88,436
83,396
VIC2
TR
87,672
84,627
PAPA
87,273
84,627
GUAN
88,199
0,000
POMASQUI
86,882
83,068
PINTEX
86,895
83,068
84,651
84,074
CENT. SUR
91,157
85,344
REG. SUR
89,429
87,456
EL ORO
83,680
84,351
RIOBAMBA
91,394
86,566
ELENA
MORR
83,049
83,917
WER
79,464
83,068
87,735
85,188
STO. DMGO
BARRA A CHAMBERS
82,590
83,451
DVERG
83,201
84,374
POLICENTRO
84,263
84,820
DTRGU
82,664
83,068
DAULE
83,201
84,374
QUEVEDO1
87,108
85,349
EMEL
82,760
84,919
QUEVEDO2
85,873
85,349
CHONGON
91,272
84,345
83,147
85,252
2 CERRITOS
87,655
84,764
TULCAN
91,814
84,345
IBARRA34
91,800
84,345
IBARRA69
85,229
84,542
KYMBERLY
83,201
84,374
AGA
82,760
84,919
PAPELERA
83,049
83,917
NIRSA
82,590
83,451
PICA1
PICA2
83,201
84,374
99,026
89,124
LAFABRIL
82,760
84,919
EXPALSA
NETOS
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
0,000
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
MEDIOS
83,132
85,865
83,885
84,848
83,132
83,966
85,057
83,312
85,612
84,146
87,470
83,786
83,786
83,549
83,549
0,000
83,078
83,078
83,885
83,842
83,274
84,848
84,217
83,493
85,515
85,653
83,328
84,918
83,287
83,081
84,918
85,105
87,470
85,105
83,825
83,323
83,368
83,825
83,825
83,312
84,918
87,470
83,493
83,328
84,918
85,612
87,470
PRORRATEO
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
0,000
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
137
CRIDESA
BASE NAVAL
CARTONERA
INTERAGUA
JABONERÍA
CRIDESA
NAVAL
CARTONERA
INTERAGUA
JABONERÍA
PLASTICAUCH
PLASTIGAMA
PLASTICAUCHO
PLASTICOS
PROMARISCO
PLASTIEMPAQ
FISA
GC
GC
GC
GC
GC
GC
GC
GC
PRONACA
PLASTIGAMA
PLASTICOS
PROMARISCO
PLASTIEMPAQ
FISA
EMPESEC
MOLINERA
CEM.CHIMB
TEXTILES RB
EL CAFÉ
FAB GUAY
FAM. SANC.
ECUACERÁMICA
PRN_DURAN
PRN_QUEVEDO
SAN CARLOS
FADESA
PROQUIMSA
AQUAMAR
HOTEL COLON
CERVECERÍA
PASTLIT
PLASLIT
HOTEL ORO VERDE HOTEL ORO VERDE
EBC GUAYAQUIL
EBC GUAYAQUIL
ODEBRECHT
ODEBRECHT
GC PRONACA
PRON BUCAY
PRON STO. DOMINGO
AZUCARERA
VALDEZ
ECUDOS
ECUDOS
CODANA
CODANA
SOLUBLES
SOLUBLES
GC
FADESA
PROQUIMSA
AQUAMAR
HOTEL COLON
CERVECERÍA
ECUAPLANTACION
PLASTIGUAYAS
SALICA
CARTORAMA
RIALTO
NAPORTEC
PROCARSA
HOLCIM GUAY
EXPORKLORE
GRASAS UNICOL
TECNOPLAST
AJECUADOR
STA. PRISCILA
PRODUCARGO
ECUAPLANTACION
PLASTIGUAYAS
SALICA
CARTORAMA
RIALTO
NAPORTEC
PROCARSA
HOLCIM GUAY
EXPORKLORE
GRASAS UNICOL
TECNOPLAST
AJECUADOR S.A.
STA. PRISCILA
PRODUCARGO
83,201
82,664
82,664
83,201
83,201
93,266
82,760
84,263
82,760
83,147
83,201
83,201
82,590
83,680
86,386
84,263
82,590
86,386
83,680
82,760
87,108
82,760
82,590
83,201
82,760
84,263
83,201
83,201
82,590
84,263
84,172
82,760
87,735
82,760
82,760
82,760
82,590
82,760
82,590
83,049
83,201
84,651
82,664
82,760
79,464
82,590
82,590
83,201
83,201
82,590
82,760
84,374
83,068
83,068
84,374
84,374
83,981
84,919
84,820
84,919
85,252
84,374
84,374
83,451
84,351
84,097
84,820
83,451
84,097
84,351
84,919
85,349
84,919
83,451
84,374
84,919
84,820
84,374
84,374
83,451
84,820
84,405
84,919
85,188
84,919
84,919
84,919
83,451
84,919
83,451
83,917
84,374
84,074
83,068
84,919
83,068
83,451
83,451
84,374
84,374
83,451
84,919
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
83,068
84,918
83,081
83,081
84,918
84,918
83,132
87,470
83,287
87,470
83,323
84,918
84,918
83,328
84,848
83,966
83,287
83,328
83,966
84,848
87,470
85,105
87,470
83,328
84,918
87,470
83,287
84,918
84,918
83,328
83,287
85,865
87,470
85,653
87,470
87,470
87,470
83,328
87,470
83,328
83,493
84,918
83,885
83,081
87,470
85,515
83,328
83,328
84,918
84,918
83,328
87,470
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
84,819
138
Tabla D-15: Ingreso económico de los generadores
INGRESO ECONOMICO DE LOS GENERADORES [$]
CENTRAL
FN
GRUESOS
NETOS
MEDIOS
HIDRO AGOYAN
6.369,08
6.449,39
6.323,51
6.441,98
ECUAPOWER
0,00
0,00
0,00
0,00
G. AMBATO
37,69
33,56
33,56
31,97
G. CENT. SUR
3.979,27
3.904,86
3.888,11
3.871,33
G. EL ORO
680,91
632,48
632,47
619,39
G. ESMERALDAS
0,00
0,00
0,00
0,00
G. MANABI
0,00
0,00
0,00
0,00
G. ELECTROECUADOR
10.072,14
10.130,38
10.097,07
10.139,77
G. EMELNORTE
804,24
735,15
733,96
704,90
G. QUITO
8.579,62
8.083,24
8.016,49
8.034,77
G. REG. SUR
845,95
770,88
770,88
753,45
G. RIOBAMBA
1.123,02
1.114,80
1.104,86
1.046,58
G. STA. ELENA
367,40
333,93
333,93
295,94
G. E.E.LOS RIOS
0,00
0,00
0,00
0,00
ELECTROQUIL
10.168,41
10.530,29
10.332,99
10.564,64
TERMOPICHINCHA
2.677,61
2.521,85
2.497,51
2.539,87
INTER. COLOMBIA
13.801,11
13.193,29
13.179,09
13.198,84
MEXICO
0,00
0,00
0,00
0,00
G. MILAGRO
0,00
0,00
0,00
0,00
HIDROPAUTE
65.201,63
68.352,14
66.072,28
68.470,02
HIDRO PUCARA
5.746,18
5.686,34
5.593,86
5.701,41
G. STO. DMGO
0,00
0,00
0,00
0,00
ELECTROGUAYAS
23.699,32
23.831,28
23.672,42
23.600,35
TERMOESMERALDAS
0,00
0,00
0,00
0,00
G. COTOPAXI
506,72
489,32
486,72
453,38
G. BOLIVAR
81,02
80,43
79,71
75,51
ENERGYCORP
0,00
0,00
0,00
0,00
HIDRONACION
10.938,13
10.365,77
9.853,83
10.251,23
EMAAPQ
746,01
710,06
704,10
697,35
SANCELA
0,00
0,00
0,00
0,00
MACH PW
0,00
0,00
0,00
0,00
PBAGE1
815,23
820,84
819,65
821,89
ECOLUZ
428,69
406,75
403,42
406,92
SAN CARLOS
112,05
112,05
110,48
78,59
INTER. PERU
0,00
0,00
0,00
0,00
ECOELECTRIC
5,32
5,32
5,24
3,73
LUCEGA
457,84
1.288,03
1.269,92
903,39
HIDROABANICO
1.249,87
1.226,50
1.221,24
1.215,97
CEM.SELVA ALEGRE
25,69
23,24
23,20
22,17
SIBIMBE
1.174,05
1.144,29
1.144,29
1.140,53
TOTAL
170.694,18
172.976,48
169.404,79 172.085,87
PRORRATEO
6.449,39
0,00
33,56
3.904,86
632,48
0,00
0,00
10.130,38
735,15
8.083,24
770,88
1.114,80
333,93
0,00
10.530,29
2.521,85
13.193,29
0,00
0,00
68.352,14
5.686,34
0,00
23.831,28
0,00
489,32
80,43
0,00
10.365,77
710,06
0,00
0,00
820,84
406,75
112,05
0,00
5,32
1.288,03
1.226,50
23,24
1.144,29
172.976,48
Tabla D-16: Pago de los consumidores
PAGO DE LOS DISTRIBUIDORES [$]
EMPRESA
AMBATO
AZOGUES
BOLIVAR
COTOPAXI
ESMERALDAS
LOS RIOS
MANABI
MILAGRO
QUITO
CENT. SUR
REG. SUR
EL ORO
RIOBAMBA
FN
GRUESOS
NETOS
MEDIOS
PRORRATEO
6.477,56
1.262,82
993,78
4.090,95
5.926,27
3.653,46
15.796,05
5.236,44
38.988,24
9.113,87
3.718,67
7.017,01
3.299,29
6.503,25
1.788,76
920,08
4.290,64
5.509,08
2.459,43
14.554,83
6.219,44
30.351,79
7.719,26
2.689,53
6.196,32
2.579,04
6.406,38
1.767,35
906,08
4.239,32
5.126,42
2.416,55
13.687,51
6.083,84
30.081,55
7.626,87
2.617,80
5.885,45
2.539,81
6.581,74
1.784,75
925,49
4.276,59
5.249,19
2.423,65
14.042,25
6.406,26
30.202,49
7.701,94
2.642,18
5.900,07
2.594,23
6.541,45
1.804,62
925,18
4.328,70
5.234,50
2.467,50
13.976,10
6.212,11
30.715,79
7.787,67
2.673,00
6.009,53
2.593,36
139
STA. ELENA
STO. DMGO
EMELEC
EMELGUR
EMELNORTE
KYMBERLY
AGA
PAPELERA
NIRSA
PICA
ADELCA
AGLOMER
GUAPAN
LAFABRIL
EXPALSA
CRM
CRIDESA
NAVAL
CARTONERA
INTERAGUA
JABONERÍA
ERCO
CARTOPEL
ENKADOR
PLASTICAUCHO
PLASTIGAMA
PLASTICOS
PROMARISCO
PLASTIEMPAQ
FISA
ROCACEM LAT
CEDAL
ITCNXCOL
GRAIMAN
PROVEFRUT
EMPESEC
MOLINERA
CEM.CHIMB
TEXTILES RB
EL CAFÉ
FAB GUAY
FAM. SANC.
ECUACERÁMICA
ITALPISOS
PRONACA
INCASA
SAN CARLOS
FADESA
PROQUIMSA
AQUAMAR
HOTEL COLON
CERVECERÍA
BOPP QUITO
DELTEX QUITO
NOVOPAN QUITO
DANEC QUITO
EBC QUITO
PLASLIT
HOTEL ORO VERDE
EBC GUAYAQUIL
ODEBRECHT
PRONACA BUCAY
PRONACA STO. DOMINGO
VALDEZ
ECUDOS
CODANA
PINTEX
SOLUBLES
ECUAPLANTACION
4.540,91
4.577,60
40.533,20
11.963,91
5.984,82
0,00
0,00
555,25
139,92
0,00
0,00
0,00
0,00
242,80
204,52
0,00
0,00
217,16
0,00
1.550,74
82,87
333,02
0,00
0,00
76,01
149,96
132,80
55,34
83,06
134,57
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
382,25
0,00
198,44
17,57
0,00
0,00
0,00
214,51
0,00
0,00
79,05
181,57
83,72
95,05
176,91
0,00
0,00
0,00
0,00
152,96
134,54
0,00
208,37
109,86
20,55
42,47
0,00
0,00
40,63
0,00
0,00
74,17
4.147,43
4.491,12
43.155,07
15.683,01
3.685,97
0,00
197,73
569,75
141,15
201,55
0,00
0,00
0,00
218,52
209,86
4,79
239,24
218,22
92,05
1.638,36
84,04
0,00
0,00
0,00
73,39
153,87
133,68
56,78
85,17
136,47
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
64,09
122,79
385,32
0,00
199,75
17,75
356,32
125,17
0,00
216,03
0,00
0,00
79,87
184,13
85,90
95,68
179,40
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
136,43
68,60
209,75
110,17
21,08
41,24
0,00
0,00
41,70
0,00
94,38
76,11
4.009,69
4.379,34
42.771,75
15.341,82
3.623,86
0,00
194,67
557,32
139,62
198,61
0,00
0,00
0,00
203,67
205,29
4,73
235,53
218,22
92,05
1.612,99
82,74
0,00
0,00
0,00
72,35
150,52
130,92
55,55
82,98
134,35
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
63,09
122,23
379,45
0,00
195,62
17,67
351,96
123,27
0,00
210,85
0,00
0,00
79,50
181,28
84,03
93,70
176,62
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
134,32
68,29
205,42
108,42
20,62
40,21
0,00
0,00
40,79
0,00
93,94
74,45
4.056,66
4.515,62
43.027,41
15.593,15
3.649,93
0,00
199,01
586,86
140,36
202,71
0,00
0,00
0,00
209,91
216,17
386,89
240,78
218,25
92,06
1.648,92
84,58
0,00
0,00
0,00
73,98
158,50
131,26
58,49
83,24
137,35
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
64,50
122,61
387,58
0,00
196,14
17,73
355,76
125,91
0,00
219,36
0,00
0,00
79,75
185,31
88,49
93,95
180,56
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
137,31
68,50
205,96
112,07
21,72
41,46
0,00
0,00
42,95
0,00
94,24
78,40
4.094,23
4.471,67
43.673,55
15.665,28
3.700,27
0,00
198,77
569,07
142,56
202,80
0,00
0,00
0,00
207,97
209,62
4,83
240,50
222,82
93,99
1.647,00
84,48
0,00
0,00
0,00
73,88
153,69
133,68
56,72
84,73
137,19
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
64,42
124,80
387,45
0,00
199,75
18,04
359,38
125,87
0,00
215,30
0,00
0,00
81,18
185,10
85,80
95,68
180,35
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
137,15
69,73
209,75
110,71
21,06
41,06
0,00
0,00
41,65
0,00
95,92
76,02
140
0,00
64,26
SALICA
0,18
CARTORAMA
157,62
RIALTO
80,82
LANAFIT
0,00
NOVACERO
0,00
NAPORTEC
64,17
PROCARSA
34,99
HOLCIM GUAY
1.677,45
MALCA
0,00
EXPORKLORE
0,00
GRASAS UNICOL
0,00
TECNOPLAST
0,00
AJECUADOR S.A.
0,00
STA. PRISCILA
103,51
PRODUCARGO
37,62
ELECTROCABLES
0,00
ECUREFSA
32,43
INT. FOOD SERVICES
3,68
KFC PLAZA QUIL
6,18
KFC VIA DAULE
8,10
KFC PLANTA AVICOLA TAMBILLO 1,34
KFC FINCA LAICAS
0,15
REYSAC
0,00
SEAFMAN
0,00
SODERAL
56,44
INTERFIBRA
0,00
EBC STO DOMINGO
5,34
AVICOLA SAN ISIDRO
22,15
INCUBADORA ANHALZER
11,89
TESALIA
0,00
MOLINOS DEL ECUADOR
91,39
181.805,18
TOTAL
PLASTISACKS
PLASTIGUAYAS
0,00
64,93
0,18
159,84
80,27
0,00
0,00
64,48
35,90
1.753,53
0,00
82,52
5,64
53,49
26,86
104,59
38,61
0,00
32,88
3,72
6,23
8,18
1,29
0,15
45,06
0,00
57,91
0,00
5,18
22,46
12,06
0,00
0,00
172.976,48
0,00
0,00
0,00
64,63
64,83
65,99
0,18
0,18
0,18
157,37
160,87
160,68
79,31
80,09
80,98
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
64,48
64,49
65,84
35,12
36,98
35,86
1.753,53
1.805,20
1.790,50
0,00
0,00
0,00
82,14
82,40
83,87
5,61
5,63
5,73
52,66
53,84
53,77
26,45
27,03
27,00
104,11
104,43
106,30
37,76
39,77
38,56
0,00
0,00
0,00
32,37
33,10
33,06
3,70
3,72
3,78
6,10
6,11
6,23
8,14
8,17
8,31
1,27
1,28
1,30
0,14
0,14
0,15
44,86
45,00
45,80
0,00
0,00
0,00
56,65
59,65
57,85
0,00
0,00
0,00
5,05
5,21
5,16
22,11
22,60
22,58
11,87
12,13
12,12
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
169.404,79 172.085,87 172.976,48
Figura D-4: Liquidación Total del Sistema
182.000
180.000
178.000
176.000
174.000
172.000
170.000
168.000
166.000
164.000
162.000
Ingreso de los generadores
FN
GRUESOS
Pago de los consumidores
NETOS
MEDIOS
PRORRATEO
FN
GRUESOS
NETOS
MEDIOS
Pago de los consumidores
181.805,18
172.976,48
169.404,79
172.085,87
172.976,48
Ingreso de los generadores
170.694,18
172.976,48
169.404,79
172.085,87
172.976,48
Pago de los consumidores
Ingreso de los generadores
PRORRATEO
141
D.5
Resultados para el día 23 de Julio del 2006
Tabla D-17: Precios nodales de generación
P. GENERACIÓN
HIDRO AGOYAN
G. AMBATO
G. CENT. SUR
G. ESMERALDAS
G. MANABI
G. ELECTROECUADOR
G. EMELNORTE1
G. EMELNORTE2
G. QUITO
G. QUITO
G. REG. SUR
G. RIOBAMBA
G. STA. ELENA
ELECTROQUILU1-U2
ELECTROQUILU3-U4
TERMOPICHINCHA-GUAN
TERMOPICHINCHA-STRS
INTER. COLOMBIA
HIDROPAUTE
HIDRO PUCARA
ELECTROGUAYAS
ELECTROGUAYAS
ELECTROGUAYAS
TERMOESMERALDAS
G. COTOPAXI
G. BOLIVAR
ENERGYCORP
HIDRONACION
EMAAPQ
SANCELA
MACH PW
PBAGE1
ECOLUZ
HIDROABANICO
CEM.SELVA ALEGRE
PRECIOS NODALES ($/MWh)
FN
GRUESOS NETOS
80,110
80,983
79,603
90,164
80,983
80,983
83,139
80,983
80,542
92,322
0,000
0,000
96,559
0,000
0,000
79,999
80,983
80,435
88,852
80,983
80,833
85,262
80,983
80,966
85,892
80,983
80,311
85,237
80,983
80,403
89,226
80,983
80,983
81,940
80,983
80,492
87,869
80,983
80,983
76,901
80,983
79,246
79,563
80,983
79,228
85,661
80,983
80,191
84,878
80,983
80,403
84,469
80,983
80,849
78,352
80,983
78,844
81,797
80,983
79,864
79,999
80,983
80,435
79,757
80,983
80,360
80,700
80,983
79,798
91,668
0,000
0,000
83,641
80,983
80,483
81,940
80,983
80,492
79,757
80,983
80,360
85,262
80,983
77,009
84,878
80,983
80,403
80,983
80,983
80,483
86,433
0,000
0,000
79,757
80,983
80,360
80,983
80,983
80,311
83,139
80,983
80,542
88,852
80,983
80,833
MEDIOS
80,835
78,833
80,446
0,000
0,000
80,957
77,746
79,280
80,998
80,110
78,019
78,501
74,230
81,348
80,951
81,528
80,110
81,026
81,001
81,189
80,957
81,276
79,174
0,000
76,947
78,501
81,276
78,108
80,110
76,947
0,000
81,276
80,998
80,446
77,746
PRORRATEO
80,983
80,983
80,983
0,000
0,000
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
0,000
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
0,000
80,983
80,983
80,983
80,983
Tabla D-18: Precios nodales de carga
EMPRESA
DEEAMBAT
DEEAZOGU
DEEBOLIV
DEECOTOP
DEEESMER
DEELRIOS
DEEMANABI
DEEMILAG
DEEQUITO
PRECIOS NODALES ($/MWh)
FN
GRUESOS
AMBATO1
90,164
81,419
AMBATO2
82,230
81,920
AZOGUES
83,139
81,800
BOLIVAR
81,940
81,844
COTOPAXI1
90,164
81,419
COTOPAXI2
83,916
81,812
ESMERALDAS
92,322
85,916
LOS RIOS
83,376
82,117
MANABI
96,559
86,576
CHONE
90,057
83,689
MILAGRO
80,985
82,203
VIC1
86,085
81,278
VIC2
85,892
81,278
TR
85,237
81,963
P. RECEPCIÓN
NETOS
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
MEDIOS
81,126
82,711
81,768
81,979
81,126
81,815
82,686
81,233
83,446
82,013
84,103
81,734
81,734
81,338
PRORRATA
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
142
PAPA
GUAN
POMASQUI
PINTEX
DEECNSUR
DEEREGSR
DEEELORO
DEERIOBA
DEESTAEL
CENT. SUR
REG. SUR
EL ORO
RIOBAMBA
ELENA
MORR
WER
DEESTDMG
STO. DMGO
DEEEMELEC
BARRA A CHAMBERS
DVERG
POLICENTRO
DTRGU
DAULE
QUEVEDO1
EMEL
QUEVEDO2
CHONGON
EMELGUR
DEEMELNO
GCKBLY
GCAGA
GCPPLR
GCNIRSA
GC PICA
2 CERRITOS
TULCAN
IBARRA34
IBARRA69
KYMBERLY
AGA
PAPELERA
NIRSA
PICA1
PICA2
GCFABRIL
GCEXPALSA
CRIDESA
BASE NAVAL
CARTONERA
INTERAGUA
JABONERÍA
LAFABRIL
EXPALSA
CRIDESA
NAVAL
CARTONERA
INTERAGUA
JABONERÍA
PLASTICAUCH
PLASTIGAMA
PLASTICAUCHO
PLASTICOS
PROMARISCO
PLASTIEMPAQ
FISA
GC
GC
GC
GC
GC
GC
GC
GC
PRONACA
PLASTIGAMA
PLASTICOS
PROMARISCO
PLASTIEMPAQ
FISA
EMPESEC
MOLINERA
CEM.CHIMB
TEXTILES RB
EL CAFÉ
FAB GUAY
FAM. SANC.
ECUACERÁMICA
PRN_DURAN
PRN_QUEVEDO
SAN CARLOS
FADESA
PROQUIMSA
AQUAMAR
HOTEL COLON
CERVECERÍA
PASTLIT
PLASLIT
HOTEL ORO VERDE HOTEL ORO VERDE
EBC GUAYAQUIL
EBC GUAYAQUIL
ODEBRECHT
ODEBRECHT
GC PRONACA
PRON BUCAY
PRON STO. DOMINGO
AZUCARERA
VALDEZ
ECUDOS
ECUDOS
GC
FADESA
PROQUIMSA
AQUAMAR
HOTEL COLON
CERVECERÍA
84,878
85,661
84,457
84,469
83,139
89,226
87,617
81,940
87,869
80,698
76,901
85,296
79,999
81,111
82,020
79,972
81,111
84,718
80,985
83,588
88,445
81,103
85,262
88,852
88,839
83,376
81,111
80,985
80,698
79,999
81,111
96,559
80,985
81,111
79,972
79,972
81,111
81,111
90,164
80,985
82,020
80,985
81,103
81,111
81,111
79,999
81,940
83,916
82,020
79,999
83,916
81,940
80,985
84,718
80,985
79,999
81,111
80,985
82,020
81,111
81,111
79,999
82,020
82,230
80,985
85,296
80,985
80,985
81,963
0,000
80,983
80,983
81,800
83,390
85,328
81,844
83,486
81,671
80,983
82,448
81,393
81,664
82,038
80,983
81,664
82,542
82,203
82,542
82,125
82,206
82,496
82,125
82,125
82,117
81,664
82,203
81,671
81,393
81,664
86,576
82,203
81,664
80,983
80,983
81,664
81,664
81,419
82,203
82,038
82,203
82,206
81,664
81,664
81,393
81,844
81,812
82,038
81,393
81,812
81,844
82,203
82,542
82,203
81,393
81,664
82,203
82,038
81,664
81,664
81,393
82,038
81,920
82,203
82,448
82,203
82,203
80,983
0,000
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
81,338
0,000
81,005
81,005
81,768
81,864
81,224
81,979
81,929
81,327
84,043
82,995
81,410
82,369
81,169
81,114
82,369
82,817
84,103
82,817
81,665
81,046
81,255
81,665
81,665
81,233
82,369
84,103
81,327
81,410
82,369
83,446
84,103
82,369
81,114
81,114
82,369
82,369
81,126
84,103
81,169
84,103
81,046
82,369
82,369
81,410
81,979
81,815
81,169
81,410
81,815
81,979
84,103
82,817
84,103
81,410
82,369
84,103
81,169
82,369
82,369
81,410
81,169
82,711
84,103
82,995
84,103
84,103
82,391
0,000
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
143
CODANA
SOLUBLES
ECUAPLANTACION
PLASTIGUAYAS
SALICA
CARTORAMA
RIALTO
NAPORTEC
PROCARSA
HOLCIM GUAY
EXPORKLORE
GRASAS UNICOL
TECNOPLAST
AJECUADOR
STA. PRISCILA
PRODUCARGO
CODANA
SOLUBLES
ECUAPLANTACION
PLASTIGUAYAS
SALICA
CARTORAMA
RIALTO
NAPORTEC
PROCARSA
HOLCIM GUAY
EXPORKLORE
GRASAS UNICOL
TECNOPLAST
AJECUADOR S.A.
STA. PRISCILA
PRODUCARGO
80,985
79,999
80,985
79,999
80,698
81,111
83,139
79,972
80,985
76,901
79,999
79,999
81,111
81,111
79,999
80,985
82,203
81,393
82,203
81,393
81,671
81,664
81,800
80,983
82,203
80,983
81,393
81,393
81,664
81,664
81,393
82,203
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
80,983
84,103
81,410
84,103
81,410
81,327
82,369
81,768
81,114
84,103
84,043
81,410
81,410
82,369
82,369
81,410
84,103
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
82,391
Tabla D-19: Ingreso económico de los generadores
INGRESO ECONOMICO DE LOS GENERADORES [$]
CENTRAL
FN
GRUESOS
NETOS
MEDIOS
PRORRATEO
HIDRO AGOYAN
6.201,28
6.268,91
6.162,09
6.257,44
6.268,91
ECUAPOWER
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
G. AMBATO
135,91
122,07
122,07
118,83
122,07
G. CENT. SUR
3.630,36
3.536,21
3.516,93
3.512,77
3.536,21
G. EL ORO
171,55
158,57
158,57
141,83
158,57
G. ESMERALDAS
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
G. MANABI
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
G. ELECTROECUADOR
8.337,04
8.439,58
8.382,46
8.436,85
8.439,58
G. EMELNORTE
745,39
685,93
684,92
661,58
685,93
G. QUITO
8.065,12
7.623,85
7.563,49
7.596,96
7.623,85
G. REG. SUR
639,68
580,58
580,58
559,33
580,58
G. RIOBAMBA
1.069,03
1.056,55
1.050,14
1.024,17
1.056,55
G. STA. ELENA
354,11
326,36
326,36
299,15
326,36
G. E.E.LOS RIOS
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
ELECTROQUIL
9.872,77
10.277,22
10.055,97
10.306,56
10.277,22
TERMOPICHINCHA
2.586,70
2.445,44
2.421,52
2.461,90
2.445,44
INTER. COLOMBIA
14.306,78
13.716,45
13.693,70
13.723,66
13.716,45
MEXICO
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
G. MILAGRO
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
HIDROPAUTE
44.458,63
45.951,82
44.738,10
45.961,94
45.951,82
HIDRO PUCARA
5.621,36
5.565,45
5.488,57
5.579,56
5.565,45
G. STO. DMGO
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
ELECTROGUAYAS
22.899,63
23.143,54
22.916,80
23.004,85
23.143,54
TERMOESMERALDAS
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
G. COTOPAXI
542,82
525,57
522,33
499,38
525,57
G. BOLIVAR
79,34
78,41
77,94
76,01
78,41
ENERGYCORP
7.805,77
7.925,78
7.864,80
7.954,48
7.925,78
HIDRONACION
10.777,23
10.236,41
9.734,01
9.873,00
10.236,41
EMAAPQ
1.475,01
1.407,33
1.397,25
1.392,15
1.407,33
SANCELA
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
MACH PW
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
PBAGE1
776,79
788,74
782,67
791,59
788,74
ECOLUZ
541,00
514,87
510,60
514,97
514,87
SAN CARLOS
275,36
275,36
271,30
211,62
275,36
INTER. PERU
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
ECOELECTRIC
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
LUCEGA
781,26
781,26
769,76
600,42
781,26
HIDROABANICO
1.235,12
1.203,09
1.196,53
1.195,11
1.203,09
CEM.SELVA ALEGRE
47,11
42,94
42,86
41,23
42,94
SIBIMBE
1.165,47
1.132,02
1.132,02
1.128,29
1.132,02
TOTAL
154.597,64 154.810,31 152.164,33 153.925,64 154.810,31
144
Tabla D-20: Pago de los consumidores
PAGO DE LOS DISTRIBUIDORES [$]
EMPRESA
AMBATO
AZOGUES
BOLIVAR
COTOPAXI
ESMERALDAS
LOS RIOS
MANABI
MILAGRO
QUITO
CENT. SUR
REG. SUR
EL ORO
RIOBAMBA
STA. ELENA
STO. DMGO
EMELEC
EMELGUR
EMELNORTE
KYMBERLY
AGA
PAPELERA
NIRSA
PICA
ADELCA
AGLOMER
GUAPAN
LAFABRIL
EXPALSA
CRM
CRIDESA
NAVAL
CARTONERA
INTERAGUA
JABONERÍA
ERCO
CARTOPEL
ENKADOR
PLASTICAUCHO
PLASTIGAMA
PLASTICOS
PROMARISCO
PLASTIEMPAQ
FISA
ROCACEM LAT
CEDAL
ITCNXCOL
GRAIMAN
PROVEFRUT
EMPESEC
MOLINERA
CEM.CHIMB
TEXTILES RB
EL CAFÉ
FAB GUAY
FAM. SANC.
ECUACERÁMICA
ITALPISOS
PRONACA
INCASA
SAN CARLOS
FADESA
PROQUIMSA
AQUAMAR
HOTEL COLON
CERVECERÍA
FN
GRUESOS
NETOS
MEDIOS
PRORRATEO
6.070,90
1.012,80
954,88
3.630,14
5.178,98
3.565,30
15.284,94
5.012,81
36.877,91
8.254,96
3.403,46
6.419,41
3.097,15
3.942,17
4.411,12
35.788,47
11.134,03
5.470,11
0,00
0,00
534,30
76,25
0,00
0,00
0,00
0,00
215,09
101,46
0,00
0,00
207,77
0,00
1.515,82
79,08
295,14
0,00
0,00
15,49
136,78
130,17
39,64
75,75
56,45
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
294,00
0,00
180,20
48,87
0,00
0,00
0,00
102,17
0,00
0,00
56,46
168,98
29,18
67,67
191,42
5.969,14
1.240,99
874,52
3.556,08
4.819,65
2.363,61
14.024,52
4.855,70
28.446,91
6.799,49
2.582,99
6.084,64
2.319,42
3.532,29
4.368,11
37.972,87
14.261,71
3.347,03
0,00
0,00
542,34
77,01
0,00
0,00
0,00
0,00
192,85
102,99
0,00
0,00
210,39
0,00
1.526,14
79,62
0,00
0,00
0,00
14,53
138,84
130,19
40,24
76,78
56,84
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
293,66
0,00
180,24
49,73
326,10
0,00
0,00
103,31
0,00
0,00
57,44
170,13
29,62
67,68
192,72
5.907,68
1.228,60
865,32
3.524,09
4.542,91
2.330,96
13.235,17
4.783,63
28.279,17
6.731,60
2.508,45
5.774,79
2.295,02
3.444,22
4.290,49
37.741,09
14.066,31
3.295,20
0,00
0,00
534,29
76,32
0,00
0,00
0,00
0,00
180,39
101,46
0,00
0,00
210,39
0,00
1.513,42
78,96
0,00
0,00
0,00
14,42
136,78
128,52
39,64
75,64
56,37
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
290,57
0,00
177,92
49,48
322,80
0,00
0,00
101,73
0,00
0,00
57,15
168,71
29,18
66,81
191,12
6.011,97
1.240,51
875,96
3.553,15
4.638,46
2.338,14
13.575,80
4.967,90
28.377,59
6.796,86
2.535,73
5.791,94
2.323,23
3.478,34
4.397,08
37.971,31
14.249,19
3.317,00
0,00
0,00
554,87
76,66
0,00
0,00
0,00
0,00
185,88
105,37
0,00
0,00
210,73
0,00
1.539,32
80,31
0,00
0,00
0,00
14,55
142,05
128,81
41,17
75,70
57,33
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
294,14
0,00
178,33
49,74
326,11
0,00
0,00
105,50
0,00
0,00
57,45
171,60
30,30
66,96
194,39
6.010,41
1.249,96
880,37
3.585,37
4.621,91
2.371,49
13.465,30
4.866,81
28.770,90
6.848,65
2.552,07
5.875,20
2.334,93
3.504,11
4.365,10
38.397,35
14.310,90
3.352,49
0,00
0,00
543,58
77,64
0,00
0,00
0,00
0,00
183,53
103,22
0,00
0,00
214,05
0,00
1.539,74
80,33
0,00
0,00
0,00
14,67
139,16
130,76
40,33
76,95
57,35
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
295,62
0,00
181,01
50,34
328,41
0,00
0,00
103,50
0,00
0,00
58,14
171,65
29,68
67,97
194,44
145
BOPP QUITO
DELTEX QUITO
NOVOPAN QUITO
DANEC QUITO
EBC QUITO
PLASLIT
HOTEL ORO VERDE
EBC GUAYAQUIL
ODEBRECHT
PRONACA BUCAY
PRONACA STO. DOMINGO
VALDEZ
ECUDOS
CODANA
PINTEX
SOLUBLES
0,00
0,00
0,00
0,00
93,23
85,17
0,00
71,69
157,09
116,42
103,97
3,50
0,00
39,52
0,00
0,00
ECUAPLANTACION
68,66
PLASTISACKS
0,00
46,56
PLASTIGUAYAS
SALICA
0,19
CARTORAMA
102,08
RIALTO
47,47
LANAFIT
0,00
NOVACERO
0,00
NAPORTEC
109,02
PROCARSA
8,99
HOLCIM GUAY
1.389,23
MALCA
0,00
EXPORKLORE
0,00
GRASAS UNICOL
0,00
TECNOPLAST
0,00
AJECUADOR S.A.
0,00
STA. PRISCILA
89,12
PRODUCARGO
47,30
ELECTROCABLES
0,00
ECUREFSA
41,45
INT. FOOD SERVICES
3,26
KFC PLAZA QUIL
5,87
KFC VIA DAULE
7,17
KFC PLANTA AVICOLA TAMBILLO 1,97
KFC FINCA LAICAS
0,19
REYSAC
0,00
SEAFMAN
0,00
SODERAL
57,34
INTERFIBRA
0,00
EBC STO DOMINGO
3,86
AVICOLA SAN ISIDRO
22,29
INCUBADORA ANHALZER
16,02
TESALIA
0,00
MOLINOS DEL ECUADOR
5,89
166.872,17
TOTAL
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
85,75
0,00
71,70
156,50
118,17
100,50
3,55
0,00
40,12
0,00
0,00
69,70
0,00
47,37
0,19
102,78
46,71
0,00
0,00
110,40
9,12
1.462,98
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
90,67
48,01
0,00
41,73
3,32
5,87
7,30
1,89
0,19
0,00
0,00
58,21
0,00
3,73
22,44
16,13
0,00
5,99
154.810,31
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
85,03
86,49
0,00
0,00
70,78
70,94
154,71
158,01
116,42
120,90
98,72
101,17
3,50
3,63
0,00
0,00
39,52
41,04
0,00
0,00
0,00
0,00
68,66
71,31
0,00
0,00
47,13
47,38
0,19
0,19
101,92
103,67
46,24
46,69
0,00
0,00
0,00
0,00
110,40
110,57
8,99
9,33
1.462,98
1.518,25
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
90,22
90,69
47,29
49,12
0,00
0,00
41,38
42,09
3,30
3,32
5,79
5,80
7,26
7,30
1,87
1,88
0,18
0,18
0,00
0,00
0,00
0,00
57,34
59,55
0,00
0,00
3,67
3,76
22,25
22,63
16,00
16,27
0,00
0,00
5,96
5,99
152.164,33 153.925,64
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
86,51
0,00
72,01
157,40
118,44
100,43
3,56
0,00
40,21
0,00
0,00
69,86
0,00
47,95
0,19
103,69
47,04
0,00
0,00
112,32
9,14
1.488,42
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
91,79
48,12
0,00
42,10
3,36
5,89
7,39
1,90
0,19
0,00
0,00
58,34
0,00
3,73
22,64
16,28
0,00
6,07
154.810,31
146
Figura D-5: Liquidación Total del Sistema
170.000
165.000
160.000
155.000
150.000
145.000
140.000
Ingreso de los generadores
FN
GRUESOS
Pago de los consumidores
NETOS
MEDIOS
PRORRATEO
FN
GRUESOS
NETOS
MEDIOS
Pago de los consumidores
166.872,17
154.810,31
152.164,33
153.925,64
154.810,31
Ingreso de los generadores
154.597,64
154.810,31
152.164,33
153.925,64
154.810,31
Pago de los consumidores
Ingreso de los generadores
PRORRATEO
147
ANEXO E: Resultados de la aplicación de las metodologías con energía
pactada en el mercado de contratos en el sistema nacional interconectado
E.1
Reporte de energía contratada
Tabla E-1: Energía contratada a los generadores
REPORTE DE ENERGÍA CONTRATADA [MWh]
18/01/2006 21/01/2006 22/01/2006 19/07/2006 22/07/2006 23/07/2006
0,00
1,00
2,00
0,86
0,43
0,14
CATEG
EEQ
17,67
13,72
11,42
18,69
15,54
14,13
GAGOYAN
77,47
76,48
77,07
34,50
75,14
74,48
GGUANGIN
25,13
25,18
25,14
29,89
29,59
29,31
GGZLOCEV
40,83
40,72
40,23
19,16
19,18
18,76
GTRINITA
29,43
29,42
28,87
114,29
60,80
83,58
GPAUTE
630,17
855,62
845,97
996,49
903,76
684,66
GPUCARA
68,83
67,90
67,83
65,86
63,95
63,71
GVAPESME
125,66
124,73
124,98
0,00
0,00
0,00
ELECAUSTRO
36,36
30,86
30,56
26,96
27,36
25,66
HIDRONACION
101,06
93,13
83,48
107,44
96,48
73,44
INTERCONEXION
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
EMAAPQ
14,11
10,01
11,03
13,44
8,55
17,38
FAMILIA
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
AZOGUEZ
4,48
6,28
6,39
6,49
6,36
4,27
COTOPAXI
12,19
10,70
8,37
13,73
15,09
11,99
CENTRO SUR
10,76
10,79
9,25
7,78
7,42
6,36
ECOLUZ
2,01
2,09
2,08
4,88
4,90
6,36
HIDROABANICO
0,00
0,00
0,00
9,20
8,65
6,57
TOTAL
1.196,17
1.398,60
1.374,70
1.469,65
1.343,19
1.120,78
1.167,14
ENERGÍA CANCELADA
1.308,18
1.313,11
1.325,75
1.210,65
974,87
GENERADOR
Tabla E-2: Energía contratada por los consumidores
CONSUMIDOR
AMBATO
AZOGUES
BOLIVAR
COTOPAXI
ESMERALDAS
LOS RIOS
MANABI
MILAGRO
QUITO
CENT. SUR
REG. SUR
EL ORO
RIOBAMBA
STA. ELENA
STO. DMGO
EMELEC
EMELGUR
EMELNORTE
KYMBERLY
AGA
PAPELERA
NIRSA
PICA
ADELCA
AGLOMER
GUAPAN
LAFABRIL
EXPALSA
CRM
CRIDESA
NAVAL
ENERGÍA PACTADA EN EL MERCADO A CONTRATOS
18/01/2006 21/01/2006 22/01/2006 19/07/2006 22/07/2006 23/07/2006
55,45
59,62
57,54
53,32
48,65
40,55
12,76
14,46
14,33
14,93
14,92
13,50
3,94
5,54
5,67
4,02
4,26
3,05
34,38
38,80
37,85
45,32
45,05
39,67
21,85
29,29
25,85
20,38
22,13
14,70
13,77
19,94
20,59
13,63
13,08
8,75
49,85
71,66
72,56
58,74
58,22
42,25
16,28
25,99
26,17
20,26
25,00
18,79
364,64
405,63
414,09
515,23
445,33
433,38
104,30
105,89
101,83
113,28
107,66
99,29
11,54
16,20
16,19
15,32
15,54
10,90
28,41
40,40
40,01
28,81
29,19
20,26
31,15
35,38
35,99
14,42
14,21
10,07
17,02
26,45
23,78
27,53
28,45
22,26
26,31
32,98
32,33
28,76
28,12
22,88
167,06
227,74
222,48
208,65
189,90
113,30
39,46
55,97
53,46
51,51
50,78
35,45
44,17
50,11
48,80
37,86
37,39
30,20
1,16
1,26
1,19
0,00
0,00
0,00
0,07
1,41
2,25
2,41
2,34
2,33
6,94
3,70
6,35
6,84
6,71
6,60
0,00
0,01
0,01
2,40
1,68
0,94
3,28
1,88
1,34
2,48
2,39
0,07
1,86
1,09
0,59
2,23
1,10
0,71
3,27
3,61
3,11
2,65
3,25
3,29
4,48
6,28
6,39
6,49
6,36
4,27
2,21
2,22
2,10
2,70
2,45
2,23
3,43
3,20
2,33
3,00
2,47
1,25
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
2,96
2,91
2,91
2,86
2,84
2,65
0,00
0,00
0,00
2,49
2,63
2,60
148
CARTONERA
INTERAGUA
JABONERÍA
ERCO
CARTOPEL
ENKADOR
PLASTICAUCHO
PLASTIGAMA
PLASTICOS
PROMARISCO
PLASTIEMPAQ
FISA
ROCACEM LAT
CEDAL
ITCNXCOL
GRAIMAN
PROVEFRUT
EMPESEC
MOLINERA
CEM.CHIMB
TEXTILES RB
EL CAFÉ
FAB GUAY
FAM. SANC.
ECUACERÁMICA
ITALPISOS
PRONACA
INCASA
SAN CARLOS
FADESA
PROQUIMSA
AQUAMAR
HOTEL COLON
CERVECERÍA
BOPP QUITO
DELTEX QUITO
NOVOPAN QUITO
DANEC QUITO
EBC QUITO
PLASLIT
HOTEL ORO VERDE
EBC GUAYAQUIL
ODEBRECHT
PRONACA BUCAY
PRONACA STO. DOMINGO
VALDEZ
ECUDOS
CODANA
PINTEX
SOLUBLES
ECUAPLANTACION
PLASTISACKS
PLASTIGUAYAS
SALICA
CARTORAMA
RIALTO
LANAFIT
NOVACERO
NAPORTEC
PROCARSA
HOLCIM GUAY
MALCA
EXPORKLORE
GRASAS UNICOL
TECNOPLAST
AJECUADOR S.A.
STA. PRISCILA
PRODUCARGO
ELECTROCABLES
ECUREFSA
1,37
16,44
0,84
3,21
3,69
2,37
1,83
2,26
1,59
1,32
1,27
1,92
4,78
0,92
0,00
2,91
1,27
1,18
1,61
4,67
0,00
2,34
1,20
1,66
1,49
0,96
1,99
1,55
0,41
1,53
2,36
0,88
1,07
3,37
3,14
1,19
0,96
1,19
1,17
3,21
0,90
2,56
1,75
0,78
0,76
0,41
0,54
0,61
2,40
1,26
0,87
1,05
0,89
1,06
1,76
0,80
0,80
1,95
2,84
0,00
8,15
0,00
1,60
0,56
0,94
0,63
1,18
0,00
0,00
0,00
1,74
18,07
0,62
3,63
3,37
2,40
0,30
1,73
0,00
1,38
0,85
1,71
4,75
0,09
0,00
2,72
1,34
0,60
1,53
4,65
0,00
2,52
0,73
2,16
1,58
1,08
1,91
1,02
0,42
1,01
2,17
0,77
1,11
2,23
2,90
0,36
0,96
1,08
1,09
1,54
0,97
0,95
1,23
0,26
0,43
0,42
0,66
0,65
1,36
1,28
0,91
1,05
0,83
0,14
2,36
0,75
0,40
0,92
0,87
0,00
9,79
0,00
1,46
0,19
0,67
0,00
1,31
0,00
0,00
0,00
1,19
17,31
1,01
2,97
2,98
2,12
0,13
1,77
0,00
1,08
0,88
0,56
4,60
0,17
0,00
2,59
0,40
0,60
0,17
4,51
0,00
2,35
0,55
1,60
0,94
0,72
0,62
1,03
0,42
0,50
2,10
0,45
0,83
2,39
2,34
0,05
0,99
1,19
0,31
1,17
0,79
1,87
1,01
0,80
0,67
0,34
0,58
0,65
1,34
1,37
0,52
1,04
0,34
0,20
2,13
0,61
0,44
0,09
0,58
0,00
10,63
0,00
1,42
0,20
0,43
0,00
1,04
0,00
0,00
0,00
1,56
18,43
0,88
3,81
3,79
2,42
2,17
2,35
1,70
0,75
1,27
1,77
3,86
1,51
0,00
2,85
1,90
1,27
1,72
3,68
0,00
2,28
0,89
3,69
1,71
1,14
2,65
1,63
0,00
1,38
2,16
0,83
0,91
3,85
2,90
1,34
0,43
1,17
1,28
3,17
0,80
2,53
2,59
1,63
1,64
0,13
0,00
0,74
2,25
1,37
0,84
0,90
0,86
0,01
2,18
0,76
0,80
0,11
2,78
0,76
33,96
0,00
1,32
0,82
0,83
0,57
1,32
0,61
0,86
0,96
1,11
19,42
1,00
3,93
3,34
2,08
0,87
1,81
1,58
0,67
1,00
1,62
3,97
1,22
0,00
3,00
2,01
0,76
1,47
4,57
0,00
2,36
0,21
4,24
1,48
1,08
2,54
1,47
0,00
0,96
2,18
1,01
1,13
2,13
3,37
0,33
1,14
1,01
1,73
1,62
0,82
2,47
1,31
0,25
0,48
0,00
0,00
0,49
1,66
1,13
0,90
1,15
0,78
0,00
1,89
0,95
0,51
0,40
0,78
0,42
21,11
0,00
0,99
0,07
0,63
0,32
1,25
0,45
0,43
0,39
0,82
18,69
0,98
3,55
3,08
2,19
0,18
1,69
1,59
0,49
0,93
0,70
4,01
0,11
0,00
2,47
0,55
0,67
1,49
3,59
0,00
2,20
0,61
3,99
1,70
0,81
1,24
1,09
0,00
0,71
2,08
0,36
0,83
2,36
3,47
0,04
1,11
1,02
1,08
1,05
0,69
0,87
1,91
1,44
1,22
0,04
0,00
0,49
1,67
1,32
0,85
1,14
0,58
0,00
1,26
0,57
0,43
0,04
1,36
0,11
18,07
0,00
0,85
0,07
0,24
0,35
1,11
0,58
0,14
0,51
149
INT. FOOD SERVICES
0,00
KFC PLAZA QUIL
0,00
KFC VIA DAULE
0,00
KFC PLANTA AVICOL
0,00
KFC FINCA LAICAS
0,00
REYSAC
0,00
SEAFMAN
0,00
SODERAL
0,00
INTERFIBRA
0,00
EBC STO DOMINGO
0,00
AVICOLA SAN ISIDRO
0,00
INCUBADORA ANHALZER 0,00
TESALIA
0,00
TOTAL
1.196,17
1.167,14
ENERGÍA CANCELADA
E.2
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
1.397,60
1.308,18
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
1.372,70
1.313,11
0,04
0,07
0,08
0,02
0,00
0,73
0,00
0,70
1,99
0,08
0,63
0,15
0,64
1.469,65
1.325,75
0,04
0,07
0,10
0,02
0,00
0,54
0,00
0,68
1,28
0,06
0,27
0,14
0,44
1.343,19
1.210,65
0,04
0,07
0,09
0,02
0,00
0,45
0,00
0,71
1,14
0,05
0,27
0,20
0,12
1.120,78
974,87
Resultados para el día 21 de enero del 2006
Tabla E-3: Ingreso económico de los generadores activado los contratos
INGRESO ECONÓMICO DE LOS GENERADORES [$]
GRUESOS
NETOS
MEDIOS
PRORRATEO
CENTRAL
HIDRO AGOYAN
38,32
-25,47
27,77
38,32
ECUAPOWER
0,00
0,00
0,00
0,00
G. AMBATO
19,45
19,45
17,09
19,45
G. CENT. SUR
0,00
-13,07
-28,80
0,00
G. EL ORO
0,00
0,00
0,00
0,00
G. ESMERALDAS
0,00
0,00
0,00
0,00
G. MANABI
0,00
0,00
0,00
0,00
G. ELECTROECUADOR
1.824,62
1.823,31
1.823,03
1.824,62
G. EMELNORTE
685,36
685,35
674,08
685,36
G. QUITO
4.423,04
4.395,86
4.405,12
4.423,04
G. REG. SUR
343,90
343,90
326,27
343,90
G. RIOBAMBA
527,24
525,51
504,51
527,24
G. STA. ELENA
0,00
0,00
0,00
0,00
G. E.E.LOS RIOS
0,00
0,00
0,00
0,00
ELECTROQUIL
0,00
0,00
0,00
0,00
TERMOPICHINCHA
290,59
277,72
298,33
290,59
INTER. COLOMBIA
12.693,71 12.670,33 12.702,47
12.693,71
MEXICO
0,00
0,00
0,00
0,00
G. MILAGRO
0,00
0,00
0,00
0,00
HIDROPAUTE
3.230,35
1.629,86
3.026,49
3.230,35
HIDRO PUCARA
70,96
19,34
77,43
70,96
G. STO. DMGO
0,00
0,00
0,00
0,00
ELECTROGUAYAS
12.490,46 12.445,48 12.196,30
12.490,46
TERMOESMERALDAS
0,00
-243,89
-0,03
0,00
G. COTOPAXI
-375,37
-376,39
-395,49
-375,37
G. BOLIVAR
53,30
53,13
51,01
53,30
ENERGYCORP
0,00
0,00
0,00
0,00
HIDRONACION
2.514,70
2.121,28
2.251,06
2.514,70
EMAAPQ
0,00
-2,74
-6,91
0,00
SANCELA
0,00
0,00
0,00
0,00
MACH PW
7.371,20
7.204,18
7.312,15
7.371,20
PBAGE1
536,87
536,21
536,82
536,87
ECOLUZ
0,00
-0,67
-0,04
0,00
SAN CARLOS
0,00
0,00
0,00
0,00
INTER. PERU
0,00
0,00
0,00
0,00
ECOELECTRIC
0,00
0,00
0,00
0,00
LUCEGA
0,00
0,00
0,00
0,00
HIDROABANICO
897,53
892,79
887,09
897,53
CEM.SELVA ALEGRE
14,95
14,95
14,59
14,95
TOTAL
47.651,19
44.996,39
46.700,31
47.651,19
150
Tabla E-4: Pago de los consumidores activado los contratos
PAGO DE LOS DISTRIBUIDORES [$]
EMPRESA
AMBATO
AZOGUES
BOLIVAR
COTOPAXI
ESMERALDAS
LOS RIOS
MANABI
MILAGRO
QUITO
CENT. SUR
REG. SUR
EL ORO
RIOBAMBA
STA. ELENA
STO. DMGO
EMELEC
EMELGUR
EMELNORTE
KYMBERLY
AGA
PAPELERA
NIRSA
PICA
ADELCA
AGLOMER
GUAPAN
LAFABRIL
EXPALSA
CRM
CRIDESA
NAVAL
CARTONERA
INTERAGUA
JABONERÍA
ERCO
CARTOPEL
ENKADOR
PLASTICAUCHO
PLASTIGAMA
PLASTICOS
PROMARISCO
PLASTIEMPAQ
FISA
ROCACEM LAT
CEDAL
ITCNXCOL
GRAIMAN
PROVEFRUT
EMPESEC
MOLINERA
CEM.CHIMB
TEXTILES RB
EL CAFÉ
GRUESOS
NETOS
MEDIOS
PRORRATEO
974,59
11,94
308,33
21,80
1.874,41
1.492,52
5.934,26
2.933,74
97,04
65,62
896,98
2.631,40
-130,93
2.188,68
1.207,69
19.720,15
6.817,32
26,00
4,19
2,17
6,28
60,53
2,69
0,62
2,39
5,18
9,42
5,44
0,00
4,49
158,20
1,07
27,88
0,95
3,00
2,78
1,37
0,17
2,94
99,13
2,34
1,74
2,64
3,15
0,06
0,00
2,24
0,89
0,92
0,87
3,04
0,00
4,96
930,31
0,00
301,41
0,00
1.874,41
1.350,91
5.337,43
2.809,49
0,00
0,00
833,27
2.585,23
-152,34
1.929,91
1.106,07
19.180,73
6.506,22
0,00
0,00
0,00
0,00
57,68
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
156,58
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
95,96
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
994,93
10,09
307,51
15,66
1.967,04
1.384,57
5.583,11
3.087,86
51,46
55,47
854,75
2.608,31
-133,47
2.007,29
1.208,11
19.398,09
6.681,59
10,01
1,00
3,88
14,07
58,00
4,62
0,20
2,02
4,38
3,98
12,18
0,00
8,04
156,81
0,15
49,89
1,70
2,53
2,35
0,43
0,23
6,59
96,29
5,23
0,28
4,73
2,66
0,05
0,00
1,89
0,75
1,64
0,10
2,68
0,00
0,52
1.027,10
18,59
315,05
47,01
1.952,60
1.405,75
5.544,95
2.903,64
457,98
102,22
872,12
2.693,07
-110,14
2.005,64
1.172,39
19.888,18
6.718,83
49,89
1,62
1,81
4,76
58,94
2,41
1,40
4,64
8,07
2,86
4,12
0,00
3,74
159,97
2,24
23,24
0,79
4,67
4,33
3,09
0,38
2,23
98,03
1,77
1,09
2,20
6,11
0,11
0,00
3,49
1,72
0,77
1,96
5,98
0,00
3,24
151
FAB GUAY
FAM. SANC.
ECUACERÁMICA
ITALPISOS
PRONACA
INCASA
SAN CARLOS
FADESA
PROQUIMSA
AQUAMAR
HOTEL COLON
CERVECERÍA
BOPP QUITO
DELTEX QUITO
NOVOPAN QUITO
DANEC QUITO
EBC QUITO
PLASLIT
HOTEL ORO VERDE
EBC GUAYAQUIL
ODEBRECHT
PRONACA BUCAY
PRONACA STO. DOMINGO
VALDEZ
ECUDOS
CODANA
PINTEX
SOLUBLES
ECUAPLANTACION
PLASTISACKS
PLASTIGUAYAS
SALICA
CARTORAMA
RIALTO
LANAFIT
NOVACERO
NAPORTEC
PROCARSA
HOLCIM GUAY
MALCA
EXPORKLORE
GRASAS UNICOL
TECNOPLAST
AJECUADOR S.A.
STA. PRISCILA
PRODUCARGO
TOTAL
0,41
0,00
0,05
1,43
0,00
1,21
1,03
0,00
0,91
0,89
0,00
0,75
3,63
0,00
4,55
0,58
0,00
0,18
0,71
0,00
1,59
0,58
0,00
0,07
3,35
0,00
6,00
1,31
0,00
2,94
2,19
0,00
0,23
3,44
0,00
6,16
0,00
0,00
0,07
0,07
0,00
0,13
0,54
0,00
0,17
0,61
0,00
0,19
0,21
0,00
0,39
2,37
0,00
4,24
0,55
0,00
0,06
1,87
0,00
0,20
0,80
0,00
1,43
0,45
0,00
1,00
0,84
0,00
0,85
0,72
0,00
1,61
1,13
0,00
2,52
1,10
0,00
2,48
0,00
0,00
0,03
0,73
0,00
0,08
1,55
0,00
3,46
0,00
0,00
0,03
0,47
0,00
0,06
0,41
0,00
0,05
3,64
0,00
6,52
0,62
0,00
0,52
0,08
0,00
0,14
0,61
0,00
0,52
0,53
0,00
0,08
55,67
54,12
57,58
18,08
0,00
6,19
0,00
0,00
0,00
0,83
0,00
0,10
0,11
0,00
0,01
1,03
0,00
1,84
39,98
38,97
40,78
0,75
0,00
0,09
0,00
0,00
0,00
47.651,19 44.996,39 46.700,31
0,93
2,77
2,03
1,39
2,46
1,31
0,54
1,30
2,79
0,99
1,43
2,87
3,73
0,47
1,23
1,38
1,41
1,97
1,24
1,22
1,58
0,34
0,55
0,55
0,85
0,84
1,75
1,65
1,17
1,36
1,07
0,18
3,04
0,97
0,52
1,18
1,12
55,29
12,59
0,00
1,87
0,24
0,86
39,81
1,69
0,00
47.651,19 P
152
48.000
47.500
47.000
46.500
46.000
45.500
45.000
44.500
44.000
Ingreso de los generadores
43.500
GRUESOS
Pago de los consumidores
NETOS
MEDIOS
PRORRATEO
GRUESOS
NETOS
MEDIOS
PRORRATEO
Pago de los consumidores
47.651,19
44.996,39
46.700,31
47.651,19
Ingreso de los generadores
47.651,19
44.996,39
46.700,31
47.651,19
Pago de los consumidores
Ingreso de los generadores
Figura E-1: Liquidación Total del Sistema activado los contratos
E.3
Resultados para el día 22 de enero del 2006
Tabla E-5: Ingreso económico de los generadores activado los contratos
INGRESO ECONOMICO DE LOS GENERADORES [$]
GRUESOS
NETOS
MEDIOS
PRORRATEO
CENTRAL
HIDRO AGOYAN
43,25
-21,27
31,78
43,25
ECUAPOWER
0,00
0,00
0,00
0,00
G. AMBATO
23,91
23,92
21,09
23,91
G. CENT. SUR
0,00
-16,06
-23,22
0,00
G. EL ORO
0,00
0,00
0,00
0,00
G. ESMERALDAS
0,00
0,00
0,00
0,00
G. MANABI
0,00
0,00
0,00
0,00
G. ELECTROECUADOR
1.760,85
1.759,44
1.759,72
1.760,85
G. EMELNORTE
689,08
689,02
679,21
689,08
G. QUITO
4.396,84
4.371,36
4.379,82
4.396,84
G. REG. SUR
279,40
279,36
258,34
279,40
G. RIOBAMBA
436,77
435,64
417,43
436,77
G. STA. ELENA
0,00
0,00
0,00
0,00
G. E.E.LOS RIOS
0,00
0,00
0,00
0,00
ELECTROQUIL
0,00
0,00
0,00
0,00
TERMOPICHINCHA
290,37
278,19
297,84
290,37
INTER. COLOMBIA
13.369,12 13.340,00 13.377,62
13.369,12
MEXICO
0,00
0,00
0,00
0,00
G. MILAGRO
0,00
0,00
0,00
0,00
HIDROPAUTE
670,05
-841,73
202,58
670,05
HIDRO PUCARA
75,99
24,40
83,54
75,99
G. STO. DMGO
0,00
0,00
0,00
0,00
ELECTROGUAYAS
9.630,32
9.617,55
9.623,83
9.630,32
TERMOESMERALDAS
0,00
-309,04
-0,11
0,00
G. COTOPAXI
0,00
-1,23
-19,43
0,00
G. BOLIVAR
45,00
44,88
43,01
45,00
ENERGYCORP
0,00
0,00
0,00
0,00
153
HIDRONACION
EMAAPQ
SANCELA
MACH PW
PBAGE1
ECOLUZ
SAN CARLOS
INTER. PERU
ECOELECTRIC
LUCEGA
HIDROABANICO
CEM.SELVA ALEGRE
TOTAL
3.101,90
2.716,53
2.848,37
0,00
-3,28
-7,03
0,00
0,00
0,00
7.358,22
7.190,09
7.287,23
0,00
0,00
0,00
0,00
-0,62
-0,07
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
897,15
891,52
889,00
13,62
13,61
13,33
43.081,84 40.482,28 42.163,90
3.101,90
0,00
0,00
7.358,22
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
897,15
13,62
43.081,85
Tabla E-6: Pago de los consumidores activado los contratos
PAGO DE LOS DISTRIBUIDORES [$]
EMPRESA
AMBATO
AZOGUES
BOLIVAR
COTOPAXI
ESMERALDAS
LOS RIOS
MANABI
MILAGRO
QUITO
CENT. SUR
REG. SUR
EL ORO
RIOBAMBA
STA. ELENA
STO. DMGO
EMELEC
EMELGUR
EMELNORTE
KYMBERLY
AGA
PAPELERA
NIRSA
PICA
ADELCA
AGLOMER
GUAPAN
LAFABRIL
EXPALSA
CRM
CRIDESA
NAVAL
CARTONERA
INTERAGUA
JABONERÍA
ERCO
GRUESOS
NETOS
MEDIOS
PRORRATEO
962,90
10,27
308,94
19,65
1.584,54
1.475,48
5.780,16
3.033,80
90,88
-1.614,47
931,20
2.495,79
-91,63
1.893,19
1.115,92
18.519,06
6.017,17
24,84
3,95
3,91
10,73
56,03
2,12
0,30
1,96
4,58
8,82
3,94
0,00
5,05
143,70
0,87
29,99
1,75
2,13
923,27
0,00
302,38
0,00
1.584,54
1.332,76
5.192,77
2.907,06
0,00
-1.667,37
863,10
2.452,81
-112,44
1.673,10
1.006,04
17.961,95
5.710,63
0,00
0,00
0,00
0,00
53,27
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
141,95
0,00
0,00
0,00
0,00
980,93
9,81
307,51
16,21
1.701,27
1.366,84
5.430,74
3.208,67
50,52
-1.616,85
887,54
2.474,30
-96,15
1.732,28
1.133,04
18.160,34
5.858,73
9,23
0,94
6,20
25,54
53,53
3,22
0,10
1,91
4,38
3,67
9,39
0,00
8,02
142,14
0,09
47,61
2,77
2,04
1.018,54
18,69
316,40
45,98
1.652,97
1.388,81
5.401,18
3.004,89
476,57
-1.571,10
903,13
2.558,74
-67,96
1.740,77
1.070,25
18.645,67
5.908,35
49,92
1,55
2,94
8,28
54,45
1,75
0,77
4,06
8,34
2,74
3,04
0,00
3,80
145,06
1,55
22,57
1,31
3,88
154
CARTOPEL
ENKADOR
PLASTICAUCHO
PLASTIGAMA
PLASTICOS
PROMARISCO
PLASTIEMPAQ
FISA
ROCACEM LAT
CEDAL
ITCNXCOL
GRAIMAN
PROVEFRUT
EMPESEC
MOLINERA
CEM.CHIMB
TEXTILES RB
EL CAFÉ
FAB GUAY
FAM. SANC.
ECUACERÁMICA
ITALPISOS
PRONACA
INCASA
SAN CARLOS
FADESA
PROQUIMSA
AQUAMAR
HOTEL COLON
CERVECERÍA
BOPP QUITO
DELTEX QUITO
NOVOPAN QUITO
DANEC QUITO
EBC QUITO
PLASLIT
HOTEL ORO VERDE
EBC GUAYAQUIL
ODEBRECHT
PRONACA BUCAY
PRONACA STO. DOMINGO
VALDEZ
ECUDOS
CODANA
PINTEX
SOLUBLES
ECUAPLANTACION
PLASTISACKS
PLASTIGUAYAS
2,13
1,07
0,05
2,99
94,30
1,83
1,81
0,97
2,89
0,11
0,00
1,86
0,25
1,03
0,09
2,75
0,00
5,06
0,31
1,00
0,57
0,51
1,38
0,52
0,70
0,28
3,64
0,76
1,79
4,13
0,00
0,01
0,50
0,60
0,07
2,02
0,44
4,02
0,61
1,35
1,49
0,58
0,97
1,10
0,00
0,76
0,88
0,00
0,19
0,00
0,00
0,00
0,00
91,01
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
2,04
0,35
0,03
7,11
91,32
4,35
0,28
1,54
2,82
0,11
0,00
1,77
0,24
1,64
0,01
2,15
0,00
0,48
0,03
0,98
0,45
0,49
1,18
0,17
1,67
0,03
5,77
1,81
0,17
6,56
0,07
0,02
0,16
0,19
0,11
3,20
0,05
0,38
1,07
3,22
1,72
1,38
2,32
2,63
0,04
0,08
2,09
0,03
0,02
3,88
2,76
0,16
2,30
93,01
1,41
1,15
0,73
6,00
0,22
0,00
3,38
0,52
0,78
0,22
5,88
0,00
3,07
0,72
2,08
1,23
0,93
0,81
1,34
0,54
0,65
2,74
0,59
1,08
3,11
3,05
0,06
1,29
1,55
0,40
1,52
1,03
2,44
1,31
1,04
0,87
0,45
0,75
0,85
1,75
1,79
0,68
1,35
0,44
155
SALICA
CARTORAMA
RIALTO
LANAFIT
NOVACERO
NAPORTEC
PROCARSA
HOLCIM GUAY
MALCA
EXPORKLORE
GRASAS UNICOL
TECNOPLAST
AJECUADOR S.A.
STA. PRISCILA
PRODUCARGO
TOTAL
0,60
0,00
0,06
3,69
0,00
5,85
0,44
0,00
0,42
0,10
0,00
0,15
0,06
0,00
0,06
0,43
0,00
0,05
9,06
8,81
9,41
19,02
0,00
6,49
0,00
0,00
0,00
0,79
0,00
0,08
0,11
0,00
0,01
0,74
0,00
1,17
58,31
56,66
59,28
0,58
0,00
0,06
0,00
0,00
0,00
43.081,84 40.482,31 42.163,91
0,26
2,77
0,80
0,57
0,12
0,76
9,01
13,86
0,00
1,85
0,27
0,56
57,90
1,36
0,00
43.081,86
Figura E-2: Liquidación Total del Sistema activado los contratos
43.500
43.000
42.500
42.000
41.500
41.000
40.500
40.000
39.500
Ingreso de los generadores
39.000
GRUESOS
Pago de los consumidores
NETOS
MEDIOS
PRORRATEO
GRUESOS
NETOS
MEDIOS
PRORRATEO
Pago de los consumidores
43.081,84
40.482,31
42.163,91
43.081,86
Ingreso de los generadores
43.081,84
40.482,28
42.163,90
43.081,85
Pago de los consumidores
Ingreso de los generadores
156
E.4
Resultados para el día 19 de julio del 2006
Tabla E-7: Ingreso económico de los generadores activado los contratos
INGRESO ECONOMICO DE LOS GENERADORES [$]
CENTRAL
GRUESOS
NETOS
MEDIOS
HIDRO AGOYAN
-3.016,34
-3.016,34
-3.016,34
ECUAPOWER
0,00
0,00
0,00
G. AMBATO
256,51
256,52
252,08
G. CENT. SUR
398,85
388,78
362,02
G. EL ORO
683,13
683,13
668,87
G. ESMERALDAS
0,00
0,00
0,00
G. MANABI
0,00
0,00
0,00
G. ELECTROECUADOR
15.198,37
15.146,04
15.219,54
G. EMELNORTE
966,03
965,91
959,53
G. QUITO
5.808,25
5.788,06
5.796,82
G. REG. SUR
1.015,53
1.015,53
1.006,38
G. RIOBAMBA
1.322,59
1.309,97
1.202,94
G. STA. ELENA
316,47
316,47
277,63
0,00
0,00
0,00
G. E.E.LOS RIOS
ELECTROQUIL
11.076,46
10.922,92
11.097,10
TERMOPICHINCHA
4.354,14
4.329,22
4.335,15
INTER. COLOMBIA
16.956,79
16.945,43
16.962,36
MEXICO
0,00
0,00
0,00
G. MILAGRO
0,00
0,00
0,00
HIDROPAUTE
5.292,84
2.417,51
4.897,83
HIDRO PUCARA
306,42
251,05
306,08
G. STO. DMGO
0,00
0,00
0,00
ELECTROGUAYAS
13.383,49
13.214,45
13.062,13
TERMOESMERALDAS
0,00
0,00
0,00
G. COTOPAXI
0,00
-0,48
-20,03
G. BOLIVAR
84,65
83,84
76,99
ENERGYCORP
0,00
0,00
0,00
HIDRONACION
2.954,18
2.321,42
2.534,55
EMAAPQ
0,00
-5,32
-6,23
SANCELA
0,00
0,00
0,00
MACH PW
0,00
0,00
0,00
PBAGE1
864,84
863,32
865,45
ECOLUZ
0,00
-0,86
-0,03
SAN CARLOS
124,31
122,52
0,00
INTER. PERU
0,00
0,00
0,00
ECOELECTRIC
0,00
0,00
0,00
LUCEGA
1,44
1,42
0,00
HIDROABANICO
493,72
490,46
481,78
CEM.SELVA ALEGRE
212,15
212,15
210,28
SIBIMBE
1220,86025
1220,86025
1218,22223
TOTAL
80.275,67
76.244,00
78.751,10
PRORRATEO
-3.016,34
0,00
256,51
398,85
683,13
0,00
0,00
15.198,37
966,03
5.808,25
1.015,53
1.322,59
316,47
0,00
11.076,46
4.354,14
16.956,79
0,00
0,00
5.292,84
306,42
0,00
13.383,49
0,00
0,00
84,65
0,00
2.954,18
0,00
0,00
0,00
864,84
0,00
124,31
0,00
0,00
1,44
493,72
212,15
1220,86025
80.275,67
157
Tabla E-8: Pago de los consumidores activado los contratos
PAGO DE LOS DISTRIBUIDORES [$]
EMPRESA
AMBATO
AZOGUES
BOLIVAR
COTOPAXI
ESMERALDAS
LOS RIOS
MANABI
MILAGRO
QUITO
CENT. SUR
REG. SUR
EL ORO
RIOBAMBA
STA. ELENA
STO. DMGO
EMELEC
EMELGUR
EMELNORTE
KYMBERLY
AGA
PAPELERA
NIRSA
PICA
ADELCA
AGLOMER
GUAPAN
LAFABRIL
EXPALSA
CRM
CRIDESA
NAVAL
CARTONERA
INTERAGUA
JABONERÍA
ERCO
CARTOPEL
ENKADOR
PLASTICAUCHO
PLASTIGAMA
PLASTICOS
PROMARISCO
PLASTIEMPAQ
FISA
ROCACEM LAT
CEDAL
ITCNXCOL
GRUESOS
NETOS
MEDIOS
PRORRATEO
2.725,98
17,47
570,08
29,46
3.618,43
1.318,72
10.456,33
4.789,48
359,66
97,42
1.232,66
3.961,13
1.329,80
1.865,13
2.523,59
32.270,76
12.461,18
318,68
0,00
0,00
15,39
2,47
0,00
3,94
2,23
7,26
17,11
6,76
0,00
0,00
0,00
0,00
28,41
1,36
4,26
4,24
4,27
2,72
0,00
3,51
1,68
3,36
2,73
3,24
1,27
0,00
2.569,43
0,03
551,63
0,00
3.223,96
1.276,05
9.528,68
4.624,77
0,00
0,00
1.182,64
3.612,78
1.279,92
1.718,08
2.375,63
31.822,68
12.054,78
298,37
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
2.781,33
11,44
585,98
17,27
3.341,51
1.281,20
9.923,65
5.008,45
71,91
66,73
1.197,81
3.628,78
1.376,65
1.767,00
2.506,17
32.131,52
12.355,53
306,25
0,00
0,00
35,85
1,21
0,00
0,68
1,39
4,98
7,44
15,75
0,00
0,00
0,12
0,00
38,89
1,86
2,92
2,91
0,74
3,28
0,00
0,44
3,92
0,41
3,74
2,02
0,79
0,00
2.721,13
27,40
570,56
72,85
3.328,97
1.327,82
9.836,36
4.758,98
782,41
159,59
1.235,55
3.741,44
1.333,23
1.804,63
2.478,23
32.873,16
12.402,21
374,07
0,00
0,00
12,54
4,40
0,00
4,09
4,87
11,90
4,95
5,51
0,00
0,00
4,57
0,00
33,80
1,61
6,98
6,95
4,43
3,98
0,00
3,12
1,37
2,33
3,25
7,08
2,78
0,00
158
GRAIMAN
PROVEFRUT
EMPESEC
MOLINERA
CEM.CHIMB
TEXTILES RB
EL CAFÉ
FAB GUAY
FAM. SANC.
ECUACERÁMICA
ITALPISOS
PRONACA
INCASA
SAN CARLOS
FADESA
PROQUIMSA
AQUAMAR
HOTEL COLON
CERVECERÍA
BOPP QUITO
DELTEX QUITO
NOVOPAN QUITO
DANEC QUITO
EBC QUITO
PLASLIT
HOTEL ORO VERDE
EBC GUAYAQUIL
ODEBRECHT
PRONACA BUCAY
PRONACA STO. DOMINGO
VALDEZ
ECUDOS
CODANA
PINTEX
SOLUBLES
ECUAPLANTACION
PLASTISACKS
PLASTIGUAYAS
SALICA
CARTORAMA
RIALTO
LANAFIT
NOVACERO
NAPORTEC
PROCARSA
HOLCIM GUAY
MALCA
EXPORKLORE
GRASAS UNICOL
3,19
1,60
0,00
0,00
6,32
0,00
4,70
0,20
3,10
0,00
1,28
5,30
2,89
0,00
0,31
3,34
1,88
1,88
5,94
0,00
15,31
0,75
2,07
0,38
4,89
0,00
5,22
5,81
3,68
4,33
0,28
0,00
1,67
0,00
0,00
1,90
0,00
0,20
0,01
3,37
0,85
0,24
0,09
0,00
1,70
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
14,86
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
2,18
1,00
0,00
0,00
12,26
0,00
0,58
0,15
1,94
0,00
0,88
8,23
0,50
0,00
0,24
4,57
4,38
0,23
8,13
0,01
15,10
0,13
0,36
0,21
6,70
0,00
0,65
8,20
8,56
3,82
0,66
0,00
3,89
0,01
0,00
4,42
0,00
0,15
0,01
4,61
0,59
0,13
0,06
0,13
3,97
32,08
0,00
0,00
0,00
5,22
3,48
0,00
0,00
6,75
0,00
4,18
1,63
6,77
0,00
2,10
3,92
2,99
0,00
2,53
3,97
1,53
1,67
7,07
5,31
17,63
0,78
2,14
2,34
5,82
0,00
4,64
4,75
3,00
3,00
0,23
0,00
1,36
4,12
0,00
1,54
1,66
1,58
0,02
4,00
1,40
1,48
0,21
5,10
1,39
62,30
0,00
0,00
0,00
159
TECNOPLAST
AJECUADOR S.A.
STA. PRISCILA
PRODUCARGO
ELECTROCABLES
ECUREFSA
INT. FOOD SERVICES
KFC
REYSAC
SEAFMAN
SODERAL
INTERFIBRA
EBC STO DOMINGO
AVICOLA SAN ISIDRO
INCUBADORA ANHALZER
TESALIA
MOLINOS DEL ECUADOR
TOTAL
0,00
0,00
0,30
1,36
1,32
1,48
0,01
0,20
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,23
3,18
1,81
2,03
0,01
0,04
0,00
0,00
2,42
1,11
1,57
1,76
0,08
0,31
0,00
0,00
1,56
0,00
0,22
0,98
0,23
1,13
110,00
80.275,67
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
109,72
76.244,00
0,00
0,00
3,65
0,01
0,19
1,34
0,31
0,20
109,93
78.751,10
0,00
0,00
1,28
3,65
0,15
1,16
0,27
1,17
112,02
80.275,67
Figura E-3: Liquidación Total del Sistema activado los contratos
81.000
80.000
79.000
78.000
77.000
76.000
75.000
Ingreso de los generadores
74.000
GRUESOS
Pago de los consumidores
NETOS
MEDIOS
PRORRATEO
GRUESOS
NETOS
MEDIOS
PRORRATEO
Pago de los consumidores
80.275,67
76.244,00
78.751,10
80.275,67
Ingreso de los generadores
80.275,67
76.244,00
78.751,10
80.275,67
Pago de los consumidores
Ingreso de los generadores
160
E.5
Resultados para el día 22 de julio del 2006
Tabla E-9: Ingreso económico de los generadores activado los contratos
INGRESO ECONOMICO DE LOS GENERADORES [$]
CENTRAL
GRUESOS
NETOS
MEDIOS
PRORRATEO
HIDRO AGOYAN
207,50
81,62
200,09
207,50
ECUAPOWER
0,00
0,00
0,00
0,00
G. AMBATO
33,56
33,56
31,97
33,56
G. CENT. SUR
487,79
471,04
454,26
487,79
G. EL ORO
632,48
632,47
619,39
632,48
G. ESMERALDAS
0,00
0,00
0,00
0,00
G. MANABI
0,00
0,00
0,00
0,00
G. ELECTROECUADOR 10.094,58 10.061,27 10.103,97
10.094,58
G. EMELNORTE
735,15
733,96
704,90
735,15
G. QUITO
6.792,48
6.725,73
6.744,01
6.792,48
G. REG. SUR
770,88
770,88
753,45
770,88
G. RIOBAMBA
1.114,80
1.104,86
1.046,58
1.114,80
G. STA. ELENA
333,93
333,93
295,94
333,93
G. E.E.LOS RIOS
0,00
0,00
0,00
0,00
ELECTROQUIL
10.530,29 10.332,99 10.564,64
10.530,29
TERMOPICHINCHA
63,77
39,42
81,78
63,77
INTER. COLOMBIA
13.193,29 13.179,09 13.198,84
13.193,29
MEXICO
0,00
0,00
0,00
0,00
G. MILAGRO
0,00
0,00
0,00
0,00
HIDROPAUTE
3.523,98
1.244,12
3.641,86
3.523,98
HIDRO PUCARA
374,24
281,76
389,31
374,24
G. STO. DMGO
0,00
0,00
0,00
0,00
ELECTROGUAYAS
17.187,56 17.028,69 16.956,63
17.187,56
TERMOESMERALDAS
0,00
0,00
0,00
0,00
G. COTOPAXI
0,00
-2,59
-35,94
0,00
G. BOLIVAR
80,43
79,71
75,51
80,43
ENERGYCORP
0,00
0,00
0,00
0,00
HIDRONACION
2.351,68
1.839,74
2.237,14
2.351,68
EMAAPQ
0,00
-5,96
-12,72
0,00
SANCELA
0,00
0,00
0,00
0,00
MACH PW
0,00
0,00
0,00
0,00
PBAGE1
820,84
819,65
821,89
820,84
ECOLUZ
0,00
-3,33
0,17
0,00
SAN CARLOS
112,05
110,48
78,59
112,05
INTER. PERU
0,00
0,00
0,00
0,00
ECOELECTRIC
5,32
5,24
3,73
5,32
LUCEGA
1.288,03
1.269,92
903,39
1.288,03
HIDROABANICO
507,91
502,65
497,38
507,91
CEM.SELVA ALEGRE
23,24
23,20
22,17
23,24
SIBIMBE
1144,28624 1144,28624 1140,52602
1144,28624
TOTAL
72.410,07
68.838,38
71.519,46
72.410,07
161
Tabla E-10: Pago de los consumidores activado los contratos
PAGO DE LOS DISTRIBUIDORES [$]
EMPRESA
AMBATO
AZOGUES
BOLIVAR
COTOPAXI
ESMERALDAS
LOS RIOS
MANABI
MILAGRO
QUITO
CENT. SUR
REG. SUR
EL ORO
RIOBAMBA
STA. ELENA
STO. DMGO
EMELEC
EMELGUR
EMELNORTE
KYMBERLY
AGA
PAPELERA
NIRSA
PICA
ADELCA
AGLOMER
GUAPAN
LAFABRIL
EXPALSA
CRM
CRIDESA
NAVAL
CARTONERA
INTERAGUA
JABONERÍA
ERCO
CARTOPEL
ENKADOR
PLASTICAUCHO
PLASTIGAMA
PLASTICOS
PROMARISCO
PLASTIEMPAQ
FISA
ROCACEM LAT
CEDAL
ITCNXCOL
GRUESOS
NETOS
MEDIOS
PRORRATEO
2.461,62
15,01
566,38
40,15
3.671,11
1.373,13
9.718,79
4.142,38
258,12
80,97
1.398,93
3.771,19
1.398,56
1.784,34
2.155,49
27.344,00
11.464,65
579,89
0,00
3,06
12,42
1,53
2,93
1,71
3,34
6,40
14,85
4,58
4,79
3,70
0,00
0,00
25,37
1,30
3,96
3,36
3,24
1,04
3,35
2,76
1,24
2,18
2,11
4,09
1,26
0,00
2.364,75
0,00
552,39
0,00
3.288,45
1.330,25
8.851,46
4.006,78
0,00
0,00
1.327,21
3.460,31
1.359,33
1.646,60
2.043,71
26.961,25
11.123,46
517,79
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
4,73
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
2.540,11
12,20
571,80
27,52
3.411,22
1.337,35
9.206,20
4.329,21
115,54
65,79
1.351,59
3.474,93
1.413,74
1.693,57
2.179,98
27.216,10
11.374,79
543,85
0,00
4,34
29,54
0,74
4,10
0,53
2,92
5,20
6,24
10,88
386,89
5,25
0,03
0,01
35,93
1,84
3,22
2,73
1,00
1,63
7,98
0,35
2,94
0,25
2,99
3,57
1,10
0,00
2.499,82
26,13
571,49
70,37
3.396,53
1.381,20
9.140,05
4.135,05
604,00
140,92
1.382,40
3.584,40
1.412,87
1.731,14
2.136,04
27.862,29
11.446,92
594,19
0,00
4,10
11,75
2,94
4,19
1,92
5,69
11,14
4,29
4,33
4,83
4,97
4,60
1,94
34,01
1,74
6,89
5,84
3,64
1,53
3,17
2,76
1,17
1,75
2,83
6,96
2,14
0,00
162
GRAIMAN
PROVEFRUT
EMPESEC
MOLINERA
CEM.CHIMB
TEXTILES RB
EL CAFÉ
FAB GUAY
FAM. SANC.
ECUACERÁMICA
ITALPISOS
PRONACA
INCASA
SAN CARLOS
FADESA
PROQUIMSA
AQUAMAR
HOTEL COLON
CERVECERÍA
BOPP QUITO
DELTEX QUITO
NOVOPAN QUITO
DANEC QUITO
EBC QUITO
PLASLIT
HOTEL ORO VERDE
EBC GUAYAQUIL
ODEBRECHT
PRONACA BUCAY
PRONACA STO. DOMINGO
VALDEZ
ECUDOS
CODANA
PINTEX
SOLUBLES
ECUAPLANTACION
PLASTISACKS
PLASTIGUAYAS
SALICA
CARTORAMA
RIALTO
LANAFIT
NOVACERO
NAPORTEC
PROCARSA
HOLCIM GUAY
MALCA
EXPORKLORE
GRASAS UNICOL
3,02
2,07
0,99
0,56
5,86
0,00
4,13
0,08
4,36
1,90
1,09
5,18
2,29
0,00
0,37
2,85
1,87
1,98
2,78
0,00
0,11
1,78
1,58
0,57
2,11
0,32
4,33
1,75
0,46
1,03
0,00
0,00
0,91
0,00
0,43
1,66
0,00
0,30
0,00
2,47
0,96
0,17
0,41
0,00
0,78
0,00
0,00
0,38
0,03
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
2,45
1,80
1,41
0,38
8,13
0,00
0,52
0,06
3,80
2,64
0,88
8,51
0,70
0,00
0,25
4,04
4,45
0,25
3,93
0,04
0,24
0,55
0,49
1,24
2,99
0,21
0,54
3,65
1,09
1,25
0,00
0,00
2,16
0,02
0,29
3,95
0,01
0,20
0,00
3,51
0,78
0,37
0,36
0,01
1,86
51,67
0,00
0,26
0,02
5,25
3,52
1,33
2,58
8,00
0,00
4,12
0,37
7,42
2,60
1,89
4,45
2,57
0,00
1,68
3,82
1,77
1,98
3,72
5,90
0,58
2,00
1,77
3,02
2,83
1,44
4,33
2,29
0,43
0,85
0,00
0,00
0,86
2,91
1,98
1,57
2,02
1,36
0,00
3,32
1,67
0,90
0,70
1,36
0,74
36,97
0,00
1,73
0,12
163
TECNOPLAST
AJECUADOR S.A.
STA. PRISCILA
PRODUCARGO
ELECTROCABLES
ECUREFSA
INT. FOOD SERVICES
KFC
REYSAC
SEAFMAN
SODERAL
INTERFIBRA
EBC STO DOMINGO
AVICOLA SAN ISIDRO
INCUBADORA ANHALZER
TESALIA
MOLINOS DEL ECUADOR
0,83
0,42
0,48
0,84
0,56
0,51
0,02
0,19
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
1,17
0,59
0,33
2,00
0,80
0,72
0,01
0,05
1,11
0,56
2,19
0,80
0,75
0,68
0,08
0,33
0,21
0,00
1,26
0,00
0,13
0,35
0,19
0,68
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,14
0,00
3,00
0,01
0,16
0,49
0,26
0,21
0,00
0,95
0,00
1,19
2,24
0,11
0,47
0,25
0,76
0,00
TOTAL
72.410,07
68.838,38 71.519,46
72.410,07
Figura E-4: Liquidación Total del Sistema activado los contratos
73.000
72.000
71.000
70.000
69.000
68.000
Ingreso de los generadoes
67.000
GRUESOS
Pagos de los consumidores
NETOS
MEDIOS
PRORRATEO
GRUESOS
NETOS
MEDIOS
PRORRATEO
Pagos de los consumidores
72.410,07
68.838,38
71.519,46
72.410,07
Ingreso de los generadoes
72.410,07
68.838,38
71.519,46
72.410,07
Pagos de los consumidores
Ingreso de los generadoes
164
E.6
Resultados para el día 23 de julio del 2006
Tabla E-11: Ingreso económico de los generadores activado los contratos
INGRESO ECONOMICO DE LOS GENERADORES [$]
CENTRAL
GRUESOS
NETOS
MEDIOS
PRORRATEO
HIDRO AGOYAN
237,65
130,82
226,18
237,65
ECUAPOWER
0,00
0,00
0,00
0,00
G. AMBATO
122,07
122,07
118,83
122,07
G. CENT. SUR
596,96
577,67
573,52
596,96
G. EL ORO
158,57
158,57
141,83
158,57
G. ESMERALDAS
0,00
0,00
0,00
0,00
G. MANABI
0,00
0,00
0,00
0,00
G. ELECTROECUADOR
8.428,33
8.371,20
8.425,60
8.428,33
G. EMELNORTE
685,93
684,92
661,58
685,93
G. QUITO
6.479,47
6.419,12
6.452,58
6.479,47
G. REG. SUR
580,58
580,58
559,33
580,58
G. RIOBAMBA
1.056,55
1.050,14
1.024,17
1.056,55
G. STA. ELENA
326,36
326,36
299,15
326,36
G. E.E.LOS RIOS
0,00
0,00
0,00
0,00
ELECTROQUIL
10.277,22 10.055,97 10.306,56
10.277,22
TERMOPICHINCHA
71,89
47,97
88,35
71,89
INTER. COLOMBIA
13.716,45 13.693,70 13.723,66
13.716,45
MEXICO
0,00
0,00
0,00
0,00
G. MILAGRO
0,00
0,00
0,00
0,00
HIDROPAUTE
1.877,42
663,70
1.887,54
1.877,42
HIDRO PUCARA
406,41
329,53
420,52
406,41
G. STO. DMGO
0,00
0,00
0,00
0,00
ELECTROGUAYAS
14.855,75 14.629,01 14.717,05
14.855,75
TERMOESMERALDAS
0,00
0,00
0,00
0,00
G. COTOPAXI
0,00
-3,25
-26,19
0,00
G. BOLIVAR
78,41
77,94
76,01
78,41
ENERGYCORP
7.925,78
7.864,80
7.954,48
7.925,78
HIDRONACION
4.289,29
3.786,89
3.925,87
4.289,29
EMAAPQ
0,00
-10,08
-15,18
0,00
SANCELA
0,00
0,00
0,00
0,00
MACH PW
0,00
0,00
0,00
0,00
PBAGE1
788,74
782,67
791,59
788,74
ECOLUZ
0,00
-4,28
0,09
0,00
SAN CARLOS
275,36
271,30
211,62
275,36
INTER. PERU
0,00
0,00
0,00
0,00
ECOELECTRIC
0,00
0,00
0,00
0,00
LUCEGA
781,26
769,76
600,42
781,26
HIDROABANICO
670,79
664,23
662,81
670,79
CEM.SELVA ALEGRE
42,94
42,86
41,23
42,94
SIBIMBE
1132,02107 1132,02107 1128,29225
1132,02107
TOTAL
75.862,18 73.216,20 74.977,50 75.862,18
165
Tabla E-12: Pago de los consumidores activado los contratos
PAGO DE LOS DISTRIBUIDORES [$]
EMPRESA
AMBATO
AZOGUES
BOLIVAR
COTOPAXI
ESMERALDAS
LOS RIOS
MANABI
MILAGRO
QUITO
CENT. SUR
REG. SUR
EL ORO
RIOBAMBA
STA. ELENA
STO. DMGO
EMELEC
EMELGUR
EMELNORTE
KYMBERLY
AGA
PAPELERA
NIRSA
PICA
ADELCA
AGLOMER
GUAPAN
LAFABRIL
EXPALSA
CRM
CRIDESA
NAVAL
CARTONERA
INTERAGUA
JABONERÍA
ERCO
CARTOPEL
ENKADOR
PLASTICAUCHO
PLASTIGAMA
PLASTICOS
PROMARISCO
PLASTIEMPAQ
FISA
ROCACEM LAT
CEDAL
ITCNXCOL
GRUESOS
NETOS
MEDIOS
PRORRATEO
2.685,06
9,95
627,18
25,36
3.628,99
1.655,07
10.602,96
3.334,34
161,18
58,75
1.700,02
4.443,96
1.504,24
1.729,82
2.515,54
28.785,93
11.390,77
901,35
0,00
0,00
8,05
0,70
0,00
0,70
2,73
3,49
12,46
1,53
0,00
0,00
0,00
0,00
12,72
0,66
2,90
2,51
2,14
0,11
2,06
1,67
0,60
1,14
0,47
3,32
0,09
0,00
2.623,60
0,00
617,98
0,00
3.352,25
1.622,42
9.813,61
3.262,27
0,00
0,00
1.625,48
4.134,11
1.479,84
1.641,74
2.437,92
28.554,24
11.195,37
849,52
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
2.727,90
9,56
628,61
22,41
3.447,80
1.629,61
10.154,25
3.446,54
94,88
56,47
1.652,75
4.151,26
1.508,05
1.675,86
2.544,51
28.784,27
11.378,25
871,32
0,00
0,00
20,58
0,34
0,00
0,25
2,74
3,35
5,49
3,91
0,00
0,00
0,34
0,00
25,90
1,35
2,79
2,42
0,78
0,14
5,27
0,29
1,53
0,06
0,96
3,34
0,09
0,00
2.726,33
17,15
633,02
50,01
3.431,25
1.662,96
10.043,75
3.345,45
470,32
101,29
1.669,10
4.234,53
1.519,74
1.701,63
2.512,52
29.210,31
11.439,97
906,82
0,00
0,00
9,29
1,33
0,00
1,00
4,63
6,01
3,14
1,76
0,00
0,00
3,66
0,00
26,32
1,37
5,00
4,34
3,08
0,25
2,38
2,23
0,69
1,32
0,98
5,65
0,16
0,00
166
GRAIMAN
PROVEFRUT
EMPESEC
MOLINERA
CEM.CHIMB
TEXTILES RB
EL CAFÉ
FAB GUAY
FAM. SANC.
ECUACERÁMICA
ITALPISOS
PRONACA
INCASA
SAN CARLOS
FADESA
PROQUIMSA
AQUAMAR
HOTEL COLON
CERVECERÍA
BOPP QUITO
DELTEX QUITO
NOVOPAN QUITO
DANEC QUITO
EBC QUITO
PLASLIT
HOTEL ORO VERDE
EBC GUAYAQUIL
ODEBRECHT
PRONACA BUCAY
PRONACA STO. DOMINGO
VALDEZ
ECUDOS
CODANA
PINTEX
SOLUBLES
ECUAPLANTACION
PLASTISACKS
PLASTIGUAYAS
SALICA
CARTORAMA
RIALTO
LANAFIT
NOVACERO
NAPORTEC
PROCARSA
HOLCIM GUAY
MALCA
EXPORKLORE
GRASAS UNICOL
2,02
0,45
0,00
0,00
3,09
0,00
2,32
0,25
3,30
0,00
0,67
1,57
1,06
0,00
0,29
1,42
0,44
0,87
1,61
0,00
0,01
1,09
1,00
0,32
0,71
0,00
0,92
1,79
1,75
1,79
0,05
0,00
0,60
0,00
0,00
1,03
0,00
0,24
0,00
0,86
0,47
0,13
0,03
0,00
0,14
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
1,94
0,46
0,00
0,00
3,57
0,00
0,41
0,26
3,32
0,00
0,64
3,77
0,39
0,00
0,30
2,89
1,12
0,15
3,27
0,07
0,02
0,40
0,36
0,81
1,46
0,00
0,16
3,30
4,48
2,45
0,13
0,00
1,52
0,04
0,00
2,64
0,02
0,25
0,00
1,74
0,45
0,33
0,03
0,18
0,35
55,27
0,00
0,00
0,00
3,48
0,77
0,00
0,00
5,05
0,00
3,09
0,86
5,61
0,00
1,15
1,77
1,53
0,00
0,99
2,93
0,51
1,16
3,32
4,88
0,05
1,57
1,43
1,53
1,48
0,00
1,23
2,69
2,02
1,72
0,06
0,00
0,69
2,35
0,00
1,19
1,61
0,82
0,00
1,77
0,80
0,61
0,06
1,92
0,16
25,44
0,00
0,00
0,00
167
TECNOPLAST
AJECUADOR S.A.
STA. PRISCILA
PRODUCARGO
ELECTROCABLES
ECUREFSA
INT. FOOD SERVICES
KFC
REYSAC
SEAFMAN
SODERAL
INTERFIBRA
EBC STO DOMINGO
AVICOLA SAN ISIDRO
INCUBADORA ANHALZER
TESALIA
MOLINOS DEL ECUADOR
TOTAL
0,00
0,00
0,46
0,71
0,09
0,35
0,02
0,14
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,48
1,82
0,19
0,71
0,02
0,06
0,00
0,00
1,57
0,82
0,20
0,72
0,06
0,26
0,00
0,00
0,86
0,00
0,07
0,19
0,13
0,12
5,99
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
5,96
0,00
0,00
2,21
0,02
0,09
0,38
0,27
0,04
5,99
0,00
0,00
1,00
1,61
0,06
0,39
0,28
0,18
6,07
75.862,18 73.216,20 74.977,50
75.862,18
Figura E-5: Liquidación Total del Sistema activado los contratos
76.000
75.500
75.000
74.500
74.000
73.500
73.000
72.500
72.000
Ingreso de los generadores
71.500
GRUESOS
Pago de los consumidores
NETOS
MEDIOS
PRORRATEO
GRUESOS
NETOS
MEDIOS
PRORRATEO
Pago de los consumidores
75.862,18
73.216,20
74.977,50
75.862,18
Ingreso de los generadores
75.862,18
73.216,20
74.977,50
75.862,18
Pago de los consumidores
Ingreso de los generadores
168
ANEXO F: Análisis de Resultados
Análisis para el día 21 de Enero del 2006
Tabla F-1: Media y Varianza de los precios nodales
Media
Varianza
Minimo
Maximo
Media
Varianza
Minimo
Maximo
PRECIOS NODALES DE GENERACIÓN [$/MWh]
FN
GRUESOS
NETOS
MEDIOS
60,03
59,49
58,97
58,22
5,49
0,00
0,53
3,70
55,13
59,49
56,58
52,28
64,77
59,49
59,50
59,75
PRECIOS NODALES DE DEMANDA [$/MWh]
FN
GRUESOS
NETOS
MEDIOS
60,61
60,87
59,49
60,87
5,83
0,85
0,00
2,01
56,06
59,49
59,49
59,51
71,56
64,30
59,49
63,29
PRORRATEO
59,49
0,00
59,49
59,49
PRORRATEO
60,78
0,00
60,78
60,78
Figura F-1: Variabilidad de los precios de generación
PRECIOS NODALES DE GENERACIÓN
66
64
PRECIO [$/MWh]
62
60
58
56
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E
54
NODOS DE GENERACIÓN
FN
NETOS
PRORRATEO
Figura F-2: Variabilidad de los precios de demanda
PRECIOS NODALES DE CARGA
73
71
69
PRECIO [$/MWh]
67
65
63
61
59
57
NODOS DE DEMANDA
FN
GRUESOS
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1
55
AM
F.1
PRORRATEO
169
E.2
Análisis para el día 22 de Enero del 2006
Tabla F-2: Media y Varianza de los precios nodales
Media
Varianza
Minimo
Maximo
Media
Varianza
Minimo
Maximo
PRECIOS NODALES DE GENERACIÓN [$/MWh]
FN
GRUESOS NETOS
MEDIOS PRORRATEO
59,93
59,52
58,97
58,37
59,52
6,96
0,00
0,65
3,30
0,00
53,72
59,52
56,68
52,50
59,52
65,51
59,52
59,53
59,77
59,52
PRECIOS NODALES DE DEMANDA [$/MWh]
FN
GRUESOS NETOS
MEDIOS PRORRATEO
60,56
60,96
59,52
60,95
60,83
6,20
0,92
0,00
2,22
0,00
54,68
59,52
59,52
59,55
60,83
72,13
64,09
59,52
63,55
60,83
Figura F-3: Variabilidad de los precios de generación
PRECIOS NODALES DE GENERACIÓN
66
64
PRECIO [$/MWh]
62
60
58
56
54
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52
FN
NETOS
PRORRATEO
NODOS DE GENERACIÓN
Figura F-4: Variabilidad de los precios de demanda
PRECIOS NODALES DE DEMANDA
75
PRECIO [$/MWh]
70
65
60
55
NODOS DE DEMANDA
PI
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1
50
FN
GRUESOS
PRORRATEO
170
Análisis para el día 19 de Julio del 2006
Tabla F-3: Media y Varianza de los precios nodales
Media
Varianza
Minimo
Maximo
Media
Varianza
Minimo
Maximo
PRECIOS NODALES DE GENERACIÓN [$/MWh]
FN
GRUESOS NETOS
MEDIOS PRORRATEO
90,68
87,42
86,84
85,87
87,42
18,71
0,00
0,97
7,55
0,00
82,96
87,42
82,94
76,69
87,42
97,89
87,42
87,43
87,60
87,42
PRECIOS NODALES DE DEMANDA [$/MWh]
FN
GRUESOS NETOS
MEDIOS PRORRATEO
89,98
89,00
87,42
89,18
89,26
18,82
1,73
0,00
3,38
0,00
83,38
87,42
87,42
87,43
89,26
104,8
94,30
87,42
92,67
89,26
Figura F-5: Variabilidad de los precios de generación
PRECIOS DE GENERACIÓN
100
98
PRECIO [$/MWh]
96
94
92
90
88
86
84
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82
NODOS DE GENERACIÓN
FN
NETOS
PRORRATEO
Figura F-6: Variabilidad de los precios de demanda
PRECIOS NODALES DE DEMANADA
105
95
90
85
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PRECIO [$/MWh]
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NODOS DE DEMANDA
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GRUESOS
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PRECIO [$/MWh]
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171
Análisis para el día 22 de Julio del 2006
Tabla F-4: Media y Varianza de los precios nodales
Media
Varianza
Minimo
Maximo
Media
Varianza
Minimo
Maximo
PRECIOS NODALES DE GENERACIÓN [$/MWh]
FN
GRUESOS NETOS
MEDIOS PRORRATEO
85,52
83,07
82,32
81,30
83,07
14,04
0,00
0,79
6,24
0,00
79,24
83,07
78,97
73,62
83,07
93,27
83,07
83,07
83,66
83,07
PRECIOS NODALES DE DEMANDA [$/MWh]
FN
GRUESOS NETOS
MEDIOS PRORRATEO
85,11
84,52
83,07
84,66
84,82
14,53
1,29
2,22
0,00
79,46
83,07
83,07
83,08
84,82
99,03
89,27
83,07
87,47
84,82
Figura F-7: Variabilidad de los precios de generación
95
PRECIOS NODALES DE GENERACIÓN
93
91
89
87
85
83
81
79
77
NODOS DE GENERACIÓN
NODOS DE DEMANDA
FN
FN
NETOS
GRUESOS
PRORRATEO
Figura F-8: Variabilidad de los precios de demanda
PRECIOS DE DEMANDA
100
95
90
85
80
75
PRORRATEO
172
Análisis para el día 23 de Julio del 2006
Tabla F-5: Media y Varianza de los precios nodales
PRECIOS NODALES DE GENERACIÓN [$/MWh]
FN
GRUESOS NETOS
MEDIOS PRORRATEO
83,19
80,98
80,23
79,71
80,98
12,24
0,00
0,63
3,08
0,00
76,90
80,98
77,01
74,23
80,98
90,16
80,98
80,98
81,53
80,98
PRECIOS NODALES DE DEMANDA [$/MWh]
FN
GRUESOS NETOS
MEDIOS PRORRATEO
82,859
82,025
80,983
82,232
82,391
13,082
0,983
0,000
1,119
0,000
76,901
80,983
80,983
81,005
82,391
96,559
86,576
80,983
84,103
82,391
Media
Varianza
Minimo
Maximo
Media
Varianza
Minimo
Maximo
Figura F-9: Variabilidad de los precios de generación
PRECIOS NODALES DE GENERACIÓN
91
89
PRECIO [$/MWh]
87
85
83
81
79
77
G
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75
FN
NODOS DE GENERACIÓN
NETOS
PRORRATEO
Figura F-10: Variabilidad de los precios de demanda
PRECIOS NODALES DE DEMANDA
100
90
85
80
PI
C
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NODOS DE DEMANDA
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1
75
AZ
PRECIO [$/MWh]
95
AM
BA
E.5
GRUESOS
PRORRATEO
Protocolos de Telecomunicación

Protocolos de Telecomunicación

ReceptorTransmisorSimplexCapa de Enlace de DatosNiveles de comunicación

Prorrateo gastos de fabricación

Prorrateo gastos de fabricación

Distribución costo departamentosBases asignaciónContabilidad de costosMétodos

Red de computadoras

Red de computadoras

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