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El Libre Acceso a la información, promueve el reconocimiento de la originalidad de las ideas de los demás, respetando las normas de presentación y de citación de autores con el fin de no incurrir en actos ilegítimos de copiar y hacer pasar como propias las creaciones de terceras personas. Respeto hacia si mismo y hacia los demás. ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA ESTABLECIMIENTO DEL RIESGO DE RACIONAMIENTO EN EL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO MEDIANTE PROGRAMACIÓN DINÁMICA DUAL ESTOCÁSTICA SDDP PARA EL AÑO 2009 PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO ELÉCTRICO EN LA ESPECIALIZACIÓN DE SISTEMAS ELÉCTRICOS DE POTENCIA CHRISTIAN JAVIER YACCHE HERRERA [email protected] DIRECTOR DR. JESÚS JÁTIVA IBARRA [email protected] Quito, Abril 2009 DECLARACIÓN Yo, CHRISTIAN JAVIER YACCHE HERRERA, declaro que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento. La Escuela Politécnica Nacional, puede hacer uso de los derechos correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional vigente. Christian Javier Yacche Herrera ii CERTIFICACIÓN Certifican que el presente trabajo fue desarrollado por CHRISTIAN JAVIER YACCHE HERRERA, bajo la supervisión. DR. JESÚS JÁTIVA Director iii AGRADECIMIENTO Agradezco principalmente a Dios y la Virgen del Quinche por permitirme alcanzar las metas trazadas en mi vida, agradezco también al Ing. José Antonio Oscullo quien me brindo su ayuda incondicional, por el permanente interés en la revisión de los borradores y la constante preocupación en el desarrollo de la tesis. A mi Director el Dr. Jesús Játiva por el apoyo siempre brindado. Por el interés en la revisión de los borradores. A mis padres por el amor, cariño, comprensión y entusiasmo que tuvieron para guiarme en mi vida, a mis hermanos porque juntos aprendimos a luchar en los momentos mas difíciles por el esfuerzo y sacrificio que significo alcanzar nuestros ideales A la Escuela Politécnica Nacional por fortalecer mis conocimientos y darme la oportunidad de ser un profesional mas para servir a la sociedad. iv A mis padres Alberto y Dolores, a mis hermanos Magali, Rolando y Ligia. A mi novia Cristina por el apoyo incondicional. Gracias a todos. v CONTENIDO Pág. Carátula i Declaración ii Certificación iii Agradecimiento iv Dedicatoria v Índice de figuras ix Índice de tablas x Resumen xi Objetivos xii Alcance xii Justificación del Proyecto xiii Presentación xiv CAPÍTULO 1: INTRODUCCIÓN ............................................................................. 1 1.1. 1.1.1. 1.1.2. 1.1.3. 1.1.4. 1.2. 1.2.1. 1.2.1.1. 1.3. 1.3.1. 1.3.2. 1.3.3. 1.3.4. 1.3.5. El Sector Eléctrico Ecuatoriano ................................................................ 1 Evolución de los Modelos del Sector Eléctrico ......................................... 1 Situación Actual ....................................................................................... 2 Estructura del Sector Eléctrico .................................................................. 3 La Nueva Industria del Sector Eléctrico .................................................... 5 El Mercado Eléctrico Mayorista................................................................ 7 Información Periodística Sobre Racionamientos ....................................... 9 Oferta de Energía Insuficiente................................................................. 10 Sensitividad de la Generación y la Demanda ........................................... 10 Comportamiento de la Demanda ............................................................. 10 Comportamiento de la Generación .......................................................... 12 Análisis de Balances de Generación desde el 2004.................................. 14 Caudales Históricos Embalse Amaluza y Agoyán ................................... 15 Vertimientos Históricos del Embalse Amaluza ....................................... 16 CAPÍTULO 2: ANÁLISIS DE LA REGULACIÓN SOBRE DÉFICIT DEL SIISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO ................................ 18 2.1. 2.2. 2.2.1. 2.2.2.1. 2.2.2.2. 2.2.2.3. 2.2.2.4. Introducción ........................................................................................... 18 Riesgo del Déficit ................................................................................... 18 Análisis de la Normativa Actual ............................................................. 19 Déficit de Generación ............................................................................. 20 Período de Alerta de Déficit .................................................................... 21 Período de Racionamiento ...................................................................... 22 Racionamiento del Servicio .................................................................... 23 vi 2.2.2.4.1 2.2.2.4.2 2.2.2.4.3 2.3. 2.4. Distribución del Déficit a las Distribuidoras ............................................ 23 Restricción del Servicio de Racionamiento ............................................. 24 Grandes Consumidores Activos .............................................................. 27 Estáblecimiento de un Riesgo de Déficit ................................................. 28 Medidas Preventivas y Correctivas de Déficit ......................................... 29 CAPÍTULO 3: METODOLOGÍA PARA ESTIMAR LA PROBABILIDAD DE ESTABLECER RACIONAMIENTO .................................................. 31 3.1. 3.2. 3.2.1. 3.2.2. 3.3. 3.4. 3.4.1. 3.4.1.1. 3.4.2. 3.4.3. 3.4.3.1. 3.4.3.2. 3.4.3.2.1. 3.4.3.2.2. 3.4.3.2.3. 3.4.3.2.4. 3.4.3.2.5. 3.4.3.3. 3.4.3.4. 3.4.3.5. 3.4.3.5.1. 3.4.3.5.2. 3.4.3.5.3. 3.4.3.5.4. 3.4.3.5.5. 3.4.3.6. 3.4.3.6.1. 3.4.3.7. 3.4.3.7.1. 3.5. 3.6. 3.7. 3.7.1. 3.7.2. 3.7.3. 3.7.4. 3.7.4.1. 3.7.4.2. 3.7.4.3. Introducción ........................................................................................... 31 Criterios de Probabilidad de Déficit ........................................................ 31 Criterio Determinístico ........................................................................... 31 Criterio Probabílistico ............................................................................. 32 Programa SDDP 9.1................................................................................ 33 Algoritmo de la Programación Dinámica Dual Estocástica SDDP ........... 34 Despacho de una Etapa ........................................................................... 34 Planteamiento del Problema .................................................................... 34 Función Objetivo .................................................................................... 35 Restricciones Operativas Básicas ............................................................ 36 Balance Hídrico ...................................................................................... 36 Límites Operativos ................................................................................. 38 Límites de Almacenamiento ................................................................... 38 Turbinamiento Mínimo ........................................................................... 38 Turbinamiento Máximo .......................................................................... 38 Producción de Energía Hidroeléctrica ..................................................... 39 Límites en la Generación Térmica........................................................... 39 Suministro de la Demanda ...................................................................... 40 Función de Costo Futuro ......................................................................... 40 Restricciones Operativas Adicionales ..................................................... 41 Restricciones de Seguridad en los Embalses - Volúmenes Mínimos Operativos .............................................................................................. 41 Restricciones de Regulación en Centrales de Pasada ............................... 42 Restricciones de Generación ................................................................... 42 Centrales Térmicas Tipo Commitment .................................................... 43 Reserva Rodante ..................................................................................... 44 Interconexiones ...................................................................................... 45 Límites de Importación y Exportación entre Áreas Eléctricas.................. 46 Red de Transmisión ................................................................................ 47 Flujo de Potencia Linealizado ................................................................. 47 Probabilidad de Establecer Racionamientos ............................................ 51 Metodología del Índice de Racionamientos ............................................. 52 Aspectos de la Metodología .................................................................... 53 Energías Firme de Generadoras .............................................................. 54 Crecimiento de la Demanda .................................................................... 54 La Variabilidad Hidrológica ................................................................... 55 Resolución de un Ejemplo Sencillo ......................................................... 57 Datos de Entrada..................................................................................... 59 Resultados de la Metodología ................................................................. 61 Análisis de los Resultados....................................................................... 63 vii CAPÍTULO 4: APLICACIÓN AL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO ............................................................................................................... 64 4.4.1. 4.4.2. 4.4.3. 4.4.4. 4.4.5. 4.5.1. 4.5.2. 4.5.3. 4.5.4. 4.5.5. Horizonte de Planificación ...................................................................... 67 Pronóstico de la Demanda....................................................................... 68 Expansión del Sistema de Generación y Transmisión .............................. 69 Disponibilidad de las Centrales ............................................................... 70 Cronograma de Mantenimiento ............................................................... 71 Caso 1: Caso Base .................................................................................. 73 Caso 2: Restricciónes en los Embalses .................................................... 76 Caso 3: Restricción de Combustibles ...................................................... 79 Caso 4: Variación de la Demanda ........................................................... 83 Comparación de los Casos 1 a 4 .............................................................. 86 CAPÍTULO 5: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .............................. 88 5.1. 5.2. Conclusiones .......................................................................................... 88 Recomendaciones ................................................................................... 90 Bibliografia ............................................................................................................... 91 Anexo 1 Anexo 2 Anexo 3 Anexo 4 Anexo 5 Anexo 6 Anexo 7 Anexo 8 Centrales de Generación Eléctrica del S.N.I. ........................................... 93 Proyección de la Demanda ...................................................................... 99 Algoritmo Matemático del SDDP ......................................................... 101 Conceptos de Valor Esperado y Cuantiles y su Relación con el SDDP .. 113 Cronograma de Mantenimientos Centrales Eléctricas............................ 116 Barras de Conexión de Generadores y Líneas de Transmisión 230 kV y 138 kV.................................................................................................. 122 Líneas de Transmisión del Sistema Nacional Interconectado 230 kV y 138 kV ........................................................................................................ 127 Caudales Afluentes a las Centrales Hidroeléctricas ............................... 130 viii ÍNDICE DE FIGURAS Fig. 1.1. Fig. 1.2. Fig. 1.3. Fig. 1.4. Fig. 1.5. Fig. 1.6. Fig. 1.7. Fig. 1.8. Fig. 1.9. Fig. 1.10. Fig. 3.1 Fig. 3.2 Fig. 3.3. Fig. 3.4 Fig. 3.5 Fig. 3.6 Fig. 3.7 Fig. 3.8 Fig. 3.9 Fig. 3.10 Fig. 3.11 Fig. 3.12 Fig. 4.1. Fig. 4.2. Fig. 4.3. Fig. 4.4. Fig. 4.5. Fig. 4.6. Fig. 4.8. Fig. 4.9. Fig. 4.11. Fig. 4.12. Fig. 4.13. Fig. 4.14. Fig. 4.15. Fig. 4.16. Fig. 4.17. Fig. 4.18. Estructura y Funciones del Mercado Eléctrico Mayorista Ecuatoriano MEM- ...................................................................................................... 5 Relaciones Comerciales en el Mercado Eléctrico Mayorista -MEM- ........ 8 Determinación de la Energía Negociada en los Mercados ......................... 9 Tasa de Crecimiento Anual (%) Potencia ................................................ 11 Tasa de Crecimiento Anual (%) Energía ................................................. 12 Potencia Efectiva por Tipo de Central (%) .............................................. 14 Energía Consumida por Interconexión con Colombia.............................. 15 Balance de Generación y Demanda ......................................................... 15 Caudales Promedios Amaluza y Agoyán ................................................. 16 Vertimientos de Embalse Amaluza ......................................................... 17 Balance Hídrico ...................................................................................... 37 Red con tres Nodos ................................................................................. 48 Sistema de tres Barras ............................................................................. 50 Procedimiento de Cálculo del Riesgo de Establecer un Racionamiento ... 53 Energía Utilizada en Ecuador .................................................................. 54 Variación el PIB y Demanda de Energía Eléctrica .................................. 55 Caudales Históricos al Embalse Amaluza y Central Agoyán ................... 56 Caudales Históricos al Embalse Pisayambo ............................................ 56 Caudales Históricos Daule Peripa ........................................................... 57 Diagrama del Sistema Ejemplo Sencillo.................................................. 59 Riesgo de Racionamiento Caso Sencillo ................................................. 62 Cota Final Caso Sencillo ......................................................................... 63 Consumo Histórico de Combustible ........................................................ 65 Proyección de Demanda de Energía año 2009 ......................................... 68 Caudales promedios Históricos Anuales ................................................. 70 Casos de Oferta y Demanda Utilizados en el estudio. .............................. 73 Riesgo de Racionamiento Caso 1 ............................................................ 74 Cota Final Promedio para el Embalse de Amaluza Caso Base ................. 75 Riesgo de Racionamiento Caso 2 ............................................................ 77 Cotas Finales Promedios año 2009 Caso 2 .............................................. 78 Riesgo de Racionamiento Caso 3 ............................................................ 80 Cotas Finales Promedios año 2009 Caso 3 .............................................. 81 Proyección del Consumo de Combustibles año 2009 Caso 3 ................... 82 Riesgo de Racionamiento Caso 4 ............................................................ 83 Proyección del Consumo de Combustibles año 2009 Caso 4 ................... 84 Cotas Finales Promedios año 2009 Caso 4 .............................................. 85 Riesgo de Racionamiento en los Cuatro Casos ........................................ 86 Combustible Promedio año 2009 en los Cuatro Casos ............................. 87 ix ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1.1 Tabla 1.2 Tabla 2.1 Tabla 3.1 Tabla 3.2 Tabla 3.3 Tabla 3.4 Tabla 3.5 Tabla 3.6 Tabla 3.7 Tabla 4.1 Tabla 4.2 Tabla 4.3 Tabla 4.4 Tabla 4.5 Tabla 4.6 Tabla 4.7 Tabla 4.8 Tabla 4.9 Tabla 4.10 Tabla 5.1 Tabla 5.2 Tabla 5.3 Tabla 5.4 Tabla 5.5 Tabla 5.6 Tabla 5.7 Tabla 5.8 Tabla 8.1 Tabla 8.2 Tabla 8.3 Tabla 8.4 Tabla 8.5 Tabla 8.6 Tabla 8.7 Tabla 8.8 Potencia Nominal y Efectiva de Centrales de Generación ....................... 13 Caudal promedio Amaluza ..................................................................... 16 Distribución del Racionamiento .............................................................. 27 Características de las Centrales Hidráulicas Caso Sencillo ...................... 59 Características de las Centrales Térmicas Caso Sencillo.......................... 60 Características de la Demanda Caso Sencillo .......................................... 60 Soluciones del Problema Caso Sencillo................................................... 61 Características Caudales Afluentes Caso Sencillo ................................... 61 Porcentaje Mensual de Racionamiento Caso Sencillo.............................. 62 Cota Final Central de Embalse Caso Sencillo.......................................... 62 Consumo de Combustible Año 2007 ...................................................... 65 Centrales de Generación año 2009 ......................................................... 69 Caudales Promedios Históricos Afluentes ............................................... 70 Requerimiento de Combustible año 2009 ................................................ 71 Cronograma de Mantenimientos año 2009 .............................................. 72 Casos de Estudio..................................................................................... 73 Probabilidad de Racionamiento año 2009 Caso Base .............................. 76 Probabilidad de Racionamiento año 2009 Caso 2 .................................... 79 Probabilidad de Racionamiento año 2009 Caso 3 .................................... 82 Probabilidad de Racionamiento año 2009 Caso 4 .................................... 85 Parque Generador del Sistema Eléctrico Ecuatoriano ............................. 98 Proyección de Demanda Escenario Medio ........................................... 100 Proyección de Bloques para el SDDP Escenario Medio ........................ 100 Proyección de Demanda Escenario Menor ........................................... 100 Proyección de Bloques para el SDDP Escenario Menor ........................ 100 Cronograma de Mantenimientos año 2009 ........................................... 121 Barras de Conexión de generadores y L/T ............................................ 123 Líneas de Transmisión 230 kV y 138 kV .............................................. 128 Caudales Afluentes Medios Mensuales Paute - Embalse Amaluza ........ 131 Caudales Afluentes Medios Mensuales - Embalse Pisayambo ............... 133 Caudales Afluentes Medios Mensuales - Embalse Agoyán.................... 135 Caudales Afluentes Medios Mensuales - Embalse Daule Peripa ............ 137 Caudales Afluentes Medios Mensuales - Embalse Equivalente Elecaustro ............................................................................................................. 139 Caudales Afluentes Medios Mensuales - Central Abanico..................... 140 Caudales Afluentes Medios Mensuales - Central Sibimbe ..................... 141 Caudales Afluentes Medios Mensuales - Central Calope ....................... 142 x Establecimiento del Riesgo de Racionamiento en el Sistema Nacional Interconectado Mediante Programación Dinámica Dual Estocástica SDDP para el Año 2009 Christian Javier Yacche Herrera RESUMEN Debido a las condiciones de baja inversión en la oferta de energía del sistema eléctrico y al crecimiento de la demanda, el abastecimiento de energía eléctrica del país puede verse enfrentado a escenarios críticos; debido a la indisponibilidad de equipos de generación ya sea por suministro del recurso primario para la generación de las centrales o unidades y a los mantenimientos cada vez más continuos, esto último principalmente por las horas de operación que presenta el parque de generación. Se realiza un análisis de la normativa para determinar y decretar un racionamiento de electricidad. Se presenta un análisis crítico en la manera de realizarlo y aplicar la regulación en el Mercado Eléctrico Ecuatoriano. En base a este análisis se presenta una metodología de estimación del riesgo de racionamiento de energía eléctrica y la obtención de un índice por medio de la simulación de escenarios de oferta de generación y demanda que refleja el despacho bajo la incertidumbre de los caudales afluentes a las centrales hidroeléctricas de embalse. La simulación de escenario de despacho se efectúa utilizando el software SDDP (Stochastic Dual Dynamic Programming). El método de establecimiento de riesgo de racionamiento se aplica al S.N.I. considerando a más de afluencias a las centrales hidroeléctricas, posibles restricciones sobre el abastecimiento de combustible a las centrales térmicas del sistema: se desarrollan cuatro escenarios de estudio, con restricciones de generación y demanda. Los resultados permiten establecer medidas preventivas ante la probable ocurrencia del racionamiento en el sistema nacional interconectado. xi OBJETIVOS Objetivo General • Analizar una metodología que permita determinar el riesgo de racionamiento en el Sistema Nacional Interconectado. • Determinar la probabilidad de establecer niveles de racionamiento de acuerdo al parque de generación disponible en el período de análisis. Objetivos Específicos • Obtener la información de entidades del sector eléctrico, para realizar un análisis de la normativa vigente respecto al racionamiento. • Analizar una metodología que permita determinar el nivel de riesgo de racionamiento a fin de proponer medidas correctivas ante el probable déficit de energía eléctrica en el S.N.I. por medio de las simulaciones del S.N.I con el programa SDDP (Stochastic Dual Dynamic Programming), para cuatro casos de generación y demanda, en el período (enero diciembre 2009). • La metodología permitirá obtener índices de racionamiento estaciónales en el período de estudio de un año, delimitados por la hidrología de las centrales hidroeléctricas del S.N.I. ALCANCE Definir una metodología, basada en la programación dinámica dual estocástica utilizado en el programa computacional SDDP, para estimar el nivel de racionamiento durante el período de un año, a través de índices que permitan definir políticas en el S.N.I. xii JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO El riesgo de desabastecimiento de energía eléctrica obliga a cambiar las políticas de un gobierno, sobre la planificación de generación eléctrica, siendo necesario definir un índice de racionamiento que permita a las autoridades mantener una estrategia energética acorde a la demanda eléctrica requerida para el funcionamiento normal de las actividades de un país. Además de la inestabilidad económica que tiene nuestro país, el riesgo de desabastecimiento ha repercutido en las políticas energéticas que han afectado directamente en la provisión de energía eléctrica. De esta manera a través de un índice de racionamiento de energía eléctrica se podrá conocer el riesgo en el abastecimiento de la demanda para tomar decisiones ejecutivas con el fin de proponer correctivos para un probable riesgo de ocurrencia de desabastecimiento. xiii PRESENTACIÓN En el presente trabajo se desarrolla un estudio detallado del problema de establecer un índice sobre el riesgo de déficit de abastecimiento de energía eléctrica a los consumidores. La metodología para determinar el índice sobre el riesgo de racionamiento en el sistema nacional interconectado permite, a más de obtener un valor, mostrar a las entidades del sector elementos adicionales y alarmas para proponer medidas correctivas ante el probable déficit de energía eléctrica. metodología propuesta para estimar la probabilidad de La establecer racionamientos en el período enero – diciembre 2009, proporciona índices alternativos que permitan actuar al sector eléctrico a fin de impedir y/o reducir el efecto de realizar racionamientos. En el capítulo 1, se describe en breves rasgos el sector eléctrico ecuatoriano, la evolución del mercado eléctrico y su situación actual, además del comportamiento de su oferta de generación y requerimiento de la demanda. En el capítulo 2, se establece un análisis de la normativa vigente respecto al racionamiento de energía eléctrica. En el capítulo 3, se presenta la metodología para estimar el índice de establecer un racionamiento a través de la simulación operativa del sistema para diversos escenarios hidrológicos, utilizando el software SDDP para las simulaciones del sistema, además se aplica la metodología a un caso sencillo. En el capítulo 4, se realiza una aplicación al sistema nacional interconectado en diferentes casos considerando la expansión y mantenimientos del sistema de generación declarados por los agentes para el período enero-diciembre 2009. El capítulo 5, se presenta las conclusiones y recomendaciones xiv CAPÍTULO 1: INTRODUCCIÓN En este capítulo se describe la evolución y situación actual del sector eléctrico ecuatoriano, las principales funciones de los agentes que lo componen, también se explica en breves análisis el comportamiento de la generación y demanda de potencia en años anteriores estableciendo un balance anual de potencia. Además se presentan las estadísticas de los caudales y vertimientos anuales de la principal central hidráulica en el país. 1.1. EL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO 1.1.1. EVOLUCIÓN DE LOS MODELOS DEL SECTOR ELÉCTRICO El Sistema Eléctrico de Potencia es un conjunto de instalaciones que permite generar, transmitir y distribuir la energía eléctrica, en condiciones determinadas de voltaje, frecuencia y disponibilidad. Se distinguen tres etapas principales por las cuales debe pasar la energía eléctrica antes de llegar al consumidor final: generación, transmisión y distribución. La primera etapa, que corresponde a la generación, puede realizarse mediante la utilización de centrales hidráulicas, térmicas, nucleares u otro tipo de tecnología. En el Ecuador, la principal fuente de generación son las centrales hidroeléctricas, las que dependen para su operación de la disponibilidad de los recursos hídricos. La segunda etapa, lo constituye la transmisión, la cual permite el transporte de electricidad desde los centros de producción hasta los centros de consumo del Mercado Eléctrico Mayorista a diferentes niveles de voltajes. La tercera etapa, pertenece a la distribución, quien es encargada de la distribución de energía hacia el usuario final a niveles de voltaje menores. En la década de los 70’s, el modelo aplicado al sector eléctrico fue netamente estatal, es decir que los organismos gubernamentales eran propietarios de los activos de las empresas que se dedicaban al suministro de energía, es así que existía créditos privilegiados proporcionados por los organismos internacionales como el Banco Mundial, el BID, y la CAF. 1 Este modelo permitió el desarrollo del sector eléctrico durante algunas décadas. Poco a poco el modelo fue debilitándose principalmente por la incapacidad de fomentar el desarrollo del sector, además que sus recursos económicos eran cada vez más bajos debido a que no se aplicaba tarifas reales ya que el sector dependía de recursos subsidiados y de medidas políticas anti-técnicas, así como la falta de pago de las empresas distribuidoras. Debido a la inestabilidad económica y el recorte de recursos por parte de los gobiernos para el sector este modelo fue afectado seriamente. A finales de la década de los 80’s y principios de los 90’s, por la aplicación de estas medidas, se decidió por la transformación hacia un nuevo modelo de mercado el cual permitiera obtener y transparentar los costos incurridos en cada etapa y mediante la competencia mejorar. 1.1.2. SITUACIÓN ACTUAL1 El sector eléctrico ecuatoriano esta constituido en la actualidad por 18 empresas de generación hidráulicas y térmicas, 20 empresas de distribución, una empresa de transmisión, 23 autogeneradores, 124 grandes consumidores, los cuales están aprobados por el CONELEC. Dos empresas de distribución: Sucumbíos y Galápagos, no están incorporadas al SNI, aunque en caso de la primera, su demanda es atendida en forma parcial a través del sistema nacional y una vez que se ponga en operación el Sistema de Transmisión Nororiente a 138 kV, abastecerá casi en su totalidad su demanda. La Empresa Eléctrica de Galápagos S.A., cuya área de concesión comprende la provincia Insular de Galápagos, se mantendrá no incorporada. De acuerdo con información obtenida en la página web del CONELEC, el sistema eléctrico ecuatoriano posee una capacidad instalada, a junio de 2008, de 4946,46 MW con una potencia efectiva de 4401,14 MW, siendo la mayor parte de esta la generación hidráulica, con una capacidad de 2057,41 MW. La central hidroeléctrica más grande del país es Paute con 1100 MW, la generación termoeléctrica está constituida fundamentalmente por unidades a vapor que utilizan fuel oíl, unidades a gas y unidades a diesel. 1 Información obtenida del “INFORME ANUAL 2007” del CENACE. 2 La demanda máxima de potencia para el año 2008 alcanzó el valor de 2706,3 MW. La energía en los puntos de entrega fue de 14.685,86 GWh, abastecida por la producción de generación 15.526,77 GWh. Una parte de esta energía proviene de la interconexión eléctrica con Colombia, aproximadamente 876,59 GWh. Con respecto a la demanda, su estructura es la siguiente: un 21.84% se presenta en el área de concesión de la Empresa Eléctrica Quito –EEQ- y un 25,28% en la Corporación para la Administración Temporal Eléctrica de Guayaquil –CATEG-, el 52,88% representa a las 17 empresas de distribución y 124 Grandes consumidores. El Sistema Nacional Interconectado –SNI- está conformado por la red troncal de transmisión en base a un anillo de 230 kV, de doble circuito, el cual esta alimentado por las grandes centrales de generación y del cual se inyecta energía a las 19 empresas de distribución interconectadas, siendo TRANSELECTRIC la única empresa encargada de la transmisión. 1.1.3. ESTRUCTURA DEL SECTOR ELÉCTRICO El sistema eléctrico ecuatoriano estaba administrado por el Instituto de Electrificación INECEL hasta inicios del año 1996. El cual tenía a cargo la generación, transmisión y distribución de la energía, además se encargaba de la planificación, diseño, construcción, operación, mantenimiento, regulación, control y tarifación del sector eléctrico nacional. El INECEL fue creado en el año de 1970, gracias a los fuertes ingresos que el país comenzó a recibir, fruto de la explotación petrolera lo que permitió una masiva electrificación. Se construyeron grandes centrales de generación, redes necesarias para la configuración del Sistema Nacional Interconectado, por lo que fue necesario la conformación y estructuración de las áreas de planificación, operación y control requeridas para la administración del sistema eléctrico. Esta empresa se caracterizaba por una organización basada en una estructura verticalmente integrada que permitía desempeñar todas las actividades, desde la producción hasta la venta de energía al consumidor final. A partir de los años 3 90’s esta empresa estatal empieza a mostrar sus falencias por la globalización de los mercados y la liberación de la economía y además por la forma de administrar técnica-económicamente el negocio eléctrico, lo que provocó racionamientos de energía por falta de recursos para mantenimientos e inversiones en grandes centrales de generación. En los últimos períodos de estiaje, desde el 5 de febrero de 1991, se producen cortes de energía a nivel nacional, por la reducción del caudal en los ríos que alimentan la central hidroeléctrica Paute. En enero de 1992 se dio la suspensión de 2 horas diarias del servicio de electricidad, igualmente por el estiaje en las centrales de Paute, Agoyán y Pisayambo. En mayo de 1993, se dieron racionamientos de energía a nivel nacional como producto del deslizamiento de La Josefina en la provincia del Azuay. Han sido constantes las interrupciones de generación eléctrica en el Ecuador, por eso es importante recordar las de agosto de 1994, noviembre y diciembre de 1995, primero de noviembre de 1996 y 5 de octubre de 1997, lo peor del caso es que la historia se repitió y no se aprendió de las experiencias anteriores: afectación a la industria productiva, incremento de las perdidas y desfinanciamiento por las tarifas subsidiadas.2 Ecuador, al igual que otros países, inició el proceso de liberación del sector eléctrico, que condujo a la separación entre actividades de transporte y distribución, de las actividades que pueden desarrollarse en régimen de competencia: generación y comercialización. Produciéndose así un profundo cambio jurídico institucional para permitir la implantación de mercados eléctricos cuyo producto a comercializarse es la energía eléctrica. Esto hace posible que se cree el Mercado Eléctrico Mayorista -MEM-, introduciendo cambios importantes en este proceso como el derecho a la libre instalación de centrales de generación y su funcionamiento en libre competencia. Este proceso de liberalización del sector eléctrico ha permitido mantener una coordinación del tiempo real del SNI en condiciones de operación normal y de contingencia, mediante normas establecidas. 2 Publicación del diario Expreso en la pagina web “Crisis Energética” 4 1.1.4. LA NUEVA INDUSTRIA DEL SECTOR ELÉCTRICO El 10 de octubre de 1996 con la publicación de la Ley del Régimen de Sector Eléctrico del Ecuador –LRSE-3 el Estado realizó la reestructuración del sector eléctrico, estableciendo reglas económicas entre las entidades eléctricas: generación, transmisión, distribución y grandes consumidores y crea el Mercado Eléctrico Mayorista y norma sus funciones y estructura. El sector eléctrico del país cuenta con la participación privada en generación y distribución y tiene al gobierno como regulador y controlador. En la figura 1.1 se muestra la estructura del mercado eléctrico. Fig. 1.1. Estructura y funciones del Mercado Eléctrico Mayorista Ecuatoriano -MEM- [1] 3 Publicación en el Registro Oficial No. 43 del 10 de octubre de 1996 5 CONELEC El Consejo Nacional de Electricidad, es el organismo regulador y de control del sector eléctrico4. Entre sus principales funciones están: • Establecer procedimientos de registro que deben cumplir los agentes para participar en el Mercado Eléctrico Mayorista -MEM- • Emitir regulaciones para generación, transmisión, distribución, grandes consumidores y usuarios. • Fijar la estructura, cálculo y reajuste de las tarifas aplicables al consumidor final. • Establecer condiciones mediante las cuales se ejecutan las transacciones internacionales de electricidad. • Controlar el cumplimiento de la normativa en las actividades del sector. CENACE La Corporación Centro Nacional de Control de Energía es el organismo privado encargado por ley de la coordinación de la operación integrada del Sistema Nacional Interconectado y la administración del Mercado Eléctrico Mayorista5; entre sus principales funciones están: • Coordinar la operación en tiempo real con los centros de operación de los generadores, del transmisor y de los distribuidores. • Determinar y aplicar correctamente los precios de generación y realizar liquidaciones correspondientes a compra – venta de energía, en el mercado ocasional y de contratos. • Ejecutar acciones indicadas ante el incumplimiento de las obligaciones por parte de algunos agentes. • Planificar la operación del sistema a largo, mediano y corto plazo. • Realizar el despacho económico horario de los recursos de generación, sujeto a despacho central y a las transferencias de energía por interconexiones internacionales. • 4 5 Proveer de la información necesaria a los agentes del MEM. Art. 13 de la ley del Régimen del Sector Eléctrico Art. 23 de la ley del Régimen del Sector Eléctrico 6 1.2. EL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA A partir del 1 de abril de 1999, inició las operaciones del mercado en base a las nuevas reglas indicadas en la LRSE6. En el mercado eléctrico mayorista se pueden realizar los siguientes tipos de transacciones: • Contratos a plazo, libremente acordados en cuanto a cantidades, condiciones de precios entre los agentes del Mercado Eléctrico Mayorista. • Compra y venta en el mercado ocasional; y, • Exportación e importación de energía. El mercado eléctrico mayorista –MEM- esta constituido por los generadores, distribuidores y grandes consumidores incorporados al Sistema Nacional Interconectado -SNI-, así como la exportación e importación de energía y potencia7. Los contratos a plazos se celebran entre generadores y grandes consumidores, generadores y distribuidores, distribuidores y grandes consumidores por un plazo mínimo de un año, a ser cumplidos a través del Centro Nacional de Control de Energía, a precios libremente pactados. Entre los principales objetivos de la implementación del Mercado de Contratos están: • Disminuir los costos para los generadores, al disminuir el riesgo de la incertidumbre del precio. • Asegurar el abastecimiento, al haber obligación por parte del generador hacia los distribuidores o grandes consumidores en forma directa. • Estabilizar los precios de compra-venta de la energía, ante la volatilidad del precio en el Mercado Ocasional. 6 Art. 45,76 de LRSE. Art. 7 del reglamento sustitutivo del régimen de funcionamiento del mercado eléctrico mayorista. 7 Art. 78 del reglamento sustitutivo del Reglamento General de la LRSE. 7 En el mercado ocasional se realizan transacciones entre generadores, entre generadores y distribuidores, entre generadores y grandes consumidores. Los precios de este mercado son los costos marginales de corto plazo determinados por el CENACE. En la figura 1.2 se muestra las Relaciones comerciales en el MEM. Parte o toda la producción se vende en el Mercado de Contratos Precio Acordado Generadores con Contratos Grandes Consumidores Si no posee contrato compra en el mercado Ocasional Vende producción no contratada en el Mercado Ocasional La producción se vende en el Mercado Ocasional Generadores sin Contratos Precio en el Mercado Ocasional Vende producción no contratada en el Mercado Ocasional El consumo se compra en el Mercado Ocasional Distribuidor sin Contrato El consumo no contratado se compra en el Mercado Ocasional Distribuidor con Contrato Generadores con Contratos Parte o toda la producción se vende en el Mercado de Contratos Todo el consumo se compra por contrato Precio Acordado Parte o todo el consumo se compra en el Mercado de Contratos Fig. 1.2. Relaciones Comerciales en el mercado Eléctrico Mayorista -MEM[2] 8 En la figura 1.3 se muestra como se determina la energía negociada en los mercados. Energía generada o consumida Energía Contratos = + Energía M. Ocasional Suma aritmética simple Fig. 1.3. Determinación de la Energía Negociada en los Mercados [2] 1.2.1. INFORMACIÓN PERIODÍSTICA SOBRE RACIONAMIENTOS[3] El sector eléctrico en el Ecuador tiene una relevancia indiscutible en el desarrollo de la totalidad de las actividades productivas. Lamentablemente su situación en el país es tan caótica que en lugar de ser un soporte para la economía se ha convertido en una pesada carga para el sector privado y también para el sector. Los problemas son varios. Amenazas constantes de apagones, falta de inversión, precios altos, generación térmica cara, ineficiente y contaminante que precisa de combustibles importados para funcionar, necesidad creciente de importación de electricidad, interminables deudas entre entidades públicas, etc. El problema más grande se encuentra en la etapa de distribución, debido a las pérdidas técnicas y no técnicas que se acercan a la tercera parte de la energía que recibe. Este comportamiento que ocasiona que las inversiones en generación de electricidad no sean atractivas y por ende no se pueda reducir el costo de producción, que consecuentemente provoca los demás desórdenes en el sector. 9 Esta situación hace que la probabilidad de ocurrencia de racionamientos de energía eléctrica sea cada vez más alta, reducida por el uso intensivo de energía térmica e importada. 1.2.1.1. Oferta de Energía Insuficiente Usando las proyecciones del CONELEC, se estima que la demanda de energía eléctrica (incluyendo autoconsumo y pérdidas de transmisión) crecerá a un ritmo anual de 4,8%; en los próximos 19 años; es decir que para el año 2025 la demanda llegaría a 33544 GWh, la que podrá ser satisfecha únicamente usando generación térmica e importaciones desde Colombia y Perú, ambas alternativas caras e ineficientes. La energía hidroeléctrica producida en el 2007 representó apenas el 43% del total, lo que implica que tan solo se usa el 12% de la capacidad de generación hidroeléctrica del país. El funcionamiento de los proyectos Mazar y San Francisco significara aumentar alrededor de 400 MW la capacidad de generación eléctrica (menos de 3% de la potencialidad), por otro lado según es de conocimiento publico, el gobierno planea invertir en proyectos hidroeléctricos que generen aproximadamente 1800 MW en los próximos años, a un costo aproximado de 1200 millones. Este valor muy significativo no podría ser cubierto con fondos públicos, siendo necesario el apoyo de la inversión privada8. 1.3. SENSITIVIDAD DE LA GENERACIÓN Y LA DEMANDA 1.3.1. COMPORTAMIENTO DE LA DEMANDA De acuerdo al CONELEC, el comportamiento de la demanda de energía y potencia en la evolución del mercado eléctrico ecuatoriano, en los últimos seis 8 Boletín Económico – Corporación Centro de Estudios y Análisis “Otro gobierno sin soluciones para el Sector Eléctrico” 10 años, ha mantenido una situación de crecimiento sostenida a un ritmo promedio del 4,8%. La evolución de la demanda eléctrica en el país, durante la década anterior, ha tenido un diferente comportamiento frente al crecimiento del producto interno, sobre todo en la década de los 90’s, debido al decrecimiento de la tarifa, referida a precios en moneda constante, lo cual provocó un alto crecimiento en la demanda. A partir del año 2000, el crecimiento de la demanda de energía y la economía han mantenido la tendencia en la mayoría de períodos anuales. El crecimiento del consumo de energía eléctrica comercial e industrial, ha venido incrementándose hasta el presente año, al igual que el consumo de energía eléctrica residencial. Los índices de crecimiento reales de la demanda de potencia y energía del sector eléctrico para el período diciembre 2007 – diciembre 2008, respecto al período anterior (diciembre 2006 – noviembre 2007), en bornes de generador, presentan un promedio de crecimiento de 3,25% para potencia y 5,01% para energía. El crecimiento medio anual durante el período 2002 – 2008, indica los siguientes resultados: 4,77% para la demanda máxima de potencia anual y 5,76% para la energía anual, como se observa en las figuras1.4 y 1.5: POTENCIA Tasa de Crecimiento Anual (%) 10,0 P o te n c ia (% ) 8,0 6,0 4,77 4,0 2,0 0,0 02-03 03-04 04-05 05-06 06-07 07-08 08-09 ANUAL 4,18 8,02 0,97 8,97 2,45 3,07 5,72 PROM. 4,77 4,77 4,77 4,77 4,77 4,77 4,77 Fig. 1.4. Tasa de Crecimiento Anual (%) Potencia [2] 11 ENERGÍA Tasa de Crecimiento Anual (%) 8,0 E n e rg ía ( % ) 7,0 6,0 5,0 4,0 3,0 2,0 1,0 0,0 02-03 03-04 04-05 05-06 06-07 07-08 08-09 ANUAL 5,56 6,97 6,07 6,58 5,33 5,00 4,80 PROM. 5,76 5,76 5,76 5,76 5,76 5,76 5,76 Fig. 1.5. Tasa de Crecimiento Anual (%) Energía [2] 1.3.2. COMPORTAMIENTO DE LA GENERACIÓN Ecuador es un país con un gran potencial hidroeléctrico para la ejecución de proyectos de generación los cuales son necesarios para satisfacer la demanda nacional. INECEL realizó los estudios que demostraron el altísimo potencial hidroeléctrico disponible y elaboró un catálogo de proyectos hidroeléctricos a desarrollarse en el corto, mediano y largo plazo. Además, realizó estudios preliminares de Inventario en unos casos y de pre-factibilidad en otros. Las plantas hidroeléctricas mayores están ubicadas en la vertiente amazónica, donde la época lluviosa ocurre de abril a septiembre y el período seco de octubre a marzo, es por eso que la energía mensual disponible depende de los escenarios hidrológicos, La generación eléctrica en el Ecuador está conformada en su gran mayoría por centrales hidroeléctricas, siendo Paute la central hidroeléctrica más grande con 1100 MW. El crecimiento de la demanda es del orden del 5% anual por está razón ha sido necesario incrementar la generación en al menos 150 MW adicionales cada año. Este crecimiento de demanda ha hecho que el Ecuador sea un país 12 dependiente de la interconexión con Colombia, por lo que existe un alto riesgo de desabastecimiento en los períodos de estiaje, si se presenta la interrupción de está importación. De acuerdo al CENACE, en el período de abril - septiembre de cada año la generación eléctrica de origen hidráulica tiene un costo bajo y aporta con un 57,2% a la oferta total nacional, mientras que la de origen térmico representa el 34,9% junto con la interconexión con Colombia al 7,9%. Durante la época de estiaje, octubre a marzo, el panorama es diferente llegando a utilizarse gran cantidad de generación térmica y de importación desde Colombia, a un alto costo proveniente del consumo elevado de combustibles en las generadoras térmicas. La tabla 1.1 muestra la potencia total nominal y efectiva incluyendo las interconexiones de Ecuador a junio de 2008: Tabla 1.1 Potencia Nominal y Efectiva de Centrales de Generación POTENCIA EN CENTRALES DE GENERACIÒN ELÉCTRICA E INTERCONEXIÒN A JUNIO DEL 2008[1] POTENCIA TOTAL TIPO DE GENERACIÓN NOMINAL EFECTIVA (MW) (%) (MW) (%) Hidráulica 2057.41 41.64 2030.68 46.14 Térmica Turbovapor* 103.71 2.05 93.22 2.06 Térmica Turbogas 446 9.02 443 10.07 Térmica MCI 1132.2 22.88 841.74 19.13 Térmica Vapor 807.14 16.32 752.5 17.1 Interconexión 400 8.09 240 5.5 Total 4946.46 100 4401.14 100 *Se refiere a la energía producida por las centrales que utilizan la biomasa (Bagazo de caña como combustible) En la figura 1.6 se puede observar la constitución de la generación eléctrica por tipo de central en el mercado eléctrico mayorista ecuatoriano. 13 interconexión 5.5% Térmica Vapor 17.1% Hidráulica 46.1% Térmica MCI 19.1% Térmica Turbogas 10.1% Térmica Turbovapor 2.1% Fig. 1.6. Potencia Efectiva por Tipo de Central (%) [1] 1.3.3. ANÁLISIS DE BALANCES DE GENERACIÓN DESDE EL 2004 Según el CENACE, el balance de generación y demanda en los últimos años ha venido presentando un desequilibrio, debido a que el crecimiento de la demanda ha sido superior al de la oferta. El país apenas a explotado el 12% de su potencial de generación hidroeléctrica, la capacidad efectiva se aproxima a 4300 MW, de los cuales se genera entre 2800 y 3000 MW, si se cuenta con el recurso disponible. Además, se debe destacar que una parte de está proviene de la interconexión con Colombia, la cual ha tenido una gran participación especialmente en los años en los cuales se han presentado períodos secos prolongados, ver figura 1.7. La demanda máxima en el 2008 fue de 2789,3 MW. Se estima que su crecimiento esté en el orden de 5,6% anual, en los próximos años. Por lo que será necesaria la construcción de nuevas centrales de generación que permitan abastecer la demanda, especialmente en los períodos de estiaje. La construcción de la central hidroeléctrica Mazar está en proceso mientras que la ya en operación San Francisco podría establecer un equilibrio adecuado entre generación y demanda. 14 1 730 GWh 1 384 1 038 692 346 0 IMPORTACIÓN 2003 2004 2005 2006 2007 1 120.11 1 641.61 1 723.45 1 570.47 876.59 Fig. 1.7. Energía consumida por interconexión con Colombia [2] BALANCE GENERACIÓN Y DEMANDA 3500.00 3000.00 2500.00 MW 2000.00 1500.00 1000.00 500.00 0.00 Generacion Disponible Demanda Maxima 2004 2005 2006 2007 2838.64 2884.74 3104.71 3328.18 2401 2424.2 2641.6 2706.3 Fig. 1.8. Balance de Generación y Demanda [2] 1.3.4. CAUDALES HISTÓRICOS EMBALSE AMALUZA Y AGOYÁN Los caudales afluentes que se han presentado, especialmente en la central hidroeléctrica Paute, durante los últimos años denota la presencia de afluencias por debajo del promedio histórico, ver tabla 1.2 a excepción del año 2007, el cual se aproximó a este promedio. En la figura 1.9 se presenta el comportamiento de los caudales afluentes a los embalses Amaluza y Agoyán. 15 Tabla 1.2 Caudal promedio Amaluza [2] Caudal Amaluza (m3/s) Años Promedio 2000 2001 125.18* 2002 99.35 2003 104.84 2004 108.28 2005 105.82 2006 95.07 101.28 2007 124.65 *promedio histórico 125.18 m3/s 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Caudal Amaluza y Agoyán (m3/s) 401 320 240 160 80 Abr. Jun. Ago Oct. Dic. Feb. Abr. Jun. Ago Oct. Dic. Feb. Abr. Jun. Ago Oct. Dic. Feb. Abr. Jun. Ago Oct. Dic. Feb. Abr. Jun. Ago Oct. Dic. Feb. Abr. Jun. Ago Oct. Dic. Feb. Abr. Jun. Ago Oct. Dic. Feb. Abr. Jun. Ago Oct. Dic. Feb. Abr. Jun. Ago Oct. Dic. 0 AMALUZA AGOYÁN Fig. 1.9. Caudales Promedios Amaluza y Agoyán [2] 1.3.5. VERTIMIENTOS HISTÓRICOS DEL EMBALSE AMALUZA De acuerdo a datos que presenta el CENACE, la evolución de los vertimientos en años anteriores muestran la situación crítica del comportamiento hidrológico en la cuenca amazónica, a excepción del año 2007, en el cual se ha llegado a superar los 500 Hm3 en vertimiento, este comportamiento hidrológico da una 16 pauta para analizar la crisis energética que se puede presentar debido a disponibilidad de agua, especialmente al tener centrales hidráulicas que representan el 47,1% del parque generador. 2002 2003 2004 2005 2006 2007 500 400 300 200 100 0 Ene. Mar. May Jul. Sep. Nov. Ene. Mar. May Jul. Sep. Nov. Ene. Mar. May Jul. Sep. Nov. Ene. Mar. May Jul. Sep. Nov. Ene. Mar. May Jul. Sep. Nov. Ene. Mar. May Jul. Sep. Nov. Vertimiento Amalusa (Hm 3 ) 600 Fig. 1.10. Vertimientos de Embalse Amaluza [2] 17 CAPÍTULO 2: ANÁLISIS DE LA REGULACIÓN SOBRE DÉFICIT DEL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO 2.1. INTRODUCCIÓN En el presente capítulo, se muestra un análisis sobre la normativa de la operación del Sistema Nacional Interconectado S.N.I. en condiciones de déficit de generación, además se analiza el riesgo del déficit señalando los problemas que una decisión de éstas podría causar a la sociedad y se recomienda medidas correctivas y preventivas que se podrían tomar a fin de mitigar los posibles racionamientos de energía eléctrica. 2.2. RIESGO DEL DÉFICIT La falta de inversión en generación así como los intensivos mantenimientos que se vienen presentando en las centrales hidráulicas y especialmente en las térmicas debido a la variación de la disponibilidad de combustible y la vida útil de los equipos, además del desinterés por parte de la inversión privada en la construcción de centrales de generación por temor a recuperar sus capitales, ha reducido la incorporación de nueva oferta de generación afectando las condiciones de abastecimiento de energía eléctrica al país, es así que en 1995 uno de los años más críticos, los racionamientos dejaron pérdidas por más de 500 millones de dólares9, La disponibilidad de la generación en el sistema eléctrico del país se encuentra afectada por condiciones hidrológicas, falta de combustible, altas indisponibilidad por mantenimiento. Por lo tanto, la baja confiabilidad de las centrales de generación evidencia un alto riesgo de déficit de abastecimiento de energía eléctrica. 9 Información de la pagina web del diario Expreso ”Crisis energética” 18 El Ecuador está experimentando un crecimiento de demanda máxima anual del 5,6% en energía, lo que significa que se necesita la construcción de una nueva central de aproximadamente 150 MW cada año10, lo cual no se evidencia en el parque generador ecuatoriano haciendo que el déficit siga creciendo, a pesar de tener una potencia instalada de 4946,46 MW, el parque generador no puede abastecer la demanda en forma continua debido a que gran parte de las unidades de generación ya cumplieron su vida útil, además que, no disponen de los recursos hídricos o combustibles fósiles de forma segura. El balance de la oferta y la demanda brinda una primera visión del equilibrio entre la capacidad de producción y el consumo que el Ecuador ha tenido en los últimos años, señalando que el requerimiento de oferta firme debe ser mayor o igual a la demanda prevista. Con está información se puede estimar la necesidad de nueva capacidad firme de generación. Ecuador por ser deficitario de energía primaria siempre está expuesto a los racionamientos, es así que, para cubrir la demanda debe utilizar energía de productos secundarios que causan un alto costo marginal en los momentos pico de demanda, cubierto por los consumidores por una parte y la diferencia subsidiada por el Estado. Al realizar este primer análisis con la información existente, se hace imprescindible establecer un indicador que permita minimizar probables racionamientos de energía, mediante una adecuada planificación para la utilización de los recursos que permitan generar la energía suficiente y así abastecer la demanda. 2.2.1. ANÁLISIS DE LA NORMATIVA ACTUAL La normativa ecuatoriana del reglamento general a la ley del Régimen del Sector Eléctrico señalada en la Resolución No CONELEC – 001/05 sobre la operación del sistema nacional interconectado en condiciones de déficit de generación. 10 Presentado en el informativo CENACE 2007 19 La resolución presenta solo las condiciones de cómo operar y distribuir el déficit que ya está presente. De acuerdo a los literales c) y h) del artículo 24 de la LRSE, donde se define de forma explícita los conceptos del déficit de generación, y mediante regulación11 se consideran los siguientes términos: • Déficit de generación • Período de alerta de déficit • Período de racionamiento Cualquier otro concepto de déficit o racionamiento está fuera de la normativa y no puede ser utilizado. A continuación se detallan cada uno de estos términos: 2.2.2.1. Déficit de Generación La definición presentada en la regulación CONELEC 001/05 sobre déficit de generación indica textualmente que: “Corresponde a la falta de oferta energética para cubrir la demanda a nivel nacional ya sea por insuficiente disponibilidad energética (agua y/o combustible), de máquinas o equipos, o por restricción para la evacuación de la generación por daños en subestaciones o líneas anexas a las plantas de generación que afecten el abastecimiento a nivel nacional”. Además dispone que: “El CENACE calculará los déficits de generación que se prevean, tanto en la planificación energética anual, en sus actualizaciones trimestrales y en los despachos económicos. Igualmente los hará cuando existan condiciones de 11 Normas Expedidas por el CONELEC, para detallar la estructura y aplicación de las diferentes leyes y reglamentos; para el caso de Operación del S.N.I. en Condiciones de Déficit de Generación es la Regulación No CONELEC – 001/05 20 emergencia por catástrofes, siniestros u otros casos de fuerza mayor que impliquen limitaciones en el abastecimiento eléctrico nacional”. Está definición presenta cierta inconsistencia debido a que su principal factor es el cálculo del déficit que se puede producir por falta de energía y/o potencia cuando este ya se presenta, dejando a un lado el problema que representa el establecimiento de un riesgo de desabastecimiento para la sociedad; además, de la falta de propiciar una investigación permanente sobre los escenarios probables que afecten al abastecimiento de la demanda. Respecto al déficit de generación la Regulación del CONELEC señala un período de alerta de déficit y de racionamiento del servicio eléctrico 2.2.2.2. Período de Alerta de Déficit La Regulación CONELEC 001/05 define al período de alerta de déficit de la siguiente manera: “Corresponde al período en el cual se incentiva a un ahorro de la energía eléctrica a los consumidores regulados, mediante señales tarifarías y se establecen acciones a ejecutarse a cargo de las Empresas Distribuidoras, tendientes a obtener una reducción de la demanda con el objetivo de evitar el racionamiento”. Además dispone que: “Para este período el CENACE determinara; su inició y finalización, la reducción de la demanda a alcanzarse mediante el ahorro de energía, en una base mensual, de acuerdo a la planificación operativa energética”. 21 La norma descrita anteriormente señala que se puede evitar el racionamiento por medio de un ahorro de energía siendo esto una forma de abastecimiento más eficiente y limpia; sin embargo, no establece medidas tendientes al uso eficiente de energía a través de una política integral para el ahorro y uso racional de la energía. 2.2.2.3. Período de Racionamiento Según la Regulación CONELEC 001/05 el período de racionamiento se define como: “Corresponde al período en el cual las Empresas Distribuidoras o el Transmisor ejecutarán los cortes de servicio programados y dispuestos por el CENACE”. Además dispone que: “El inició y la duración de dicho período lo determinará el CENACE de acuerdo a la planificación operativa energética. En cuanto a los montos de desconexión de la demanda el CENACE los calculará aplicando lo dispuesto en está Regulación, informará y mantendrá una coordinación y supervisión de la ejecución de los cortes siguiendo lo señalado en el plan de contingencia”. Analizando los períodos de alerta de déficit y racionamiento se puede señalar que en el plan de contingencia debe definirse, como una norma jurídica, que permita adoptar una coordinación entre el gobierno, entidades del sector eléctrico y público en general, para poder señalar los períodos de racionamiento de energía, debido al trauma que se podría presentar al decidir estos períodos. Se debe establecer un plan de acciones que permita integrar medidas antes de que el período tanto de alerta de déficit como de racionamiento se presente. 22 2.2.2.4. Racionamiento del Servicio12 “El CENACE distribuirá en la programación semanal el déficit de energía entre todas las empresas distribuidoras, tomando en cuenta los siguientes aspectos”: • Demanda de la empresa distribuidora, excluidos los grandes consumidores activos, considerada en la planificación operativa energética. • Pérdidas totales de energía en el año inmediatamente anterior. • Facturación y recaudación de cada distribuidor a sus consumidores regulados en el año inmediatamente anterior. La normativa vigente toma en cuenta los aspectos de demanda, pérdidas y facturación de energía para la distribución del déficit, sin embargo, no considera si el racionamiento del servicio es programado o se produce por emergencia en cada uno de éstos casos se debe evaluar otros factores que deben cumplirse para establecer racionamientos de energía preventivos. Además, no toma en cuenta las posibles soluciones que se podría adoptar para mantener el abastecimiento de energía; es así que, se plantea los cortes en la demanda a través de la distribución del déficit cuando el racionamiento ya se presenta. 2.2.2.4.1 Distribución del Déficit a las Distribuidoras Para la distribución del déficit, el CENACE aplicará la siguiente fórmula: DED i DFD i = DFT SNI FRE ∑ DED j DRF i + FRRF j ∑ DRF j PED i + FRP j ∑ PED j j En donde: 12 Regulación No CONELEC – 001/05 Operación del S.N.I. en Condiciones de Déficit de Generación 23 DFD i = DFT SNI = FRE = DED i = FRRF = DRF i = FRP = PED i = Déficit de energía asignado a la empresa distribuidora “i” [MWh] Déficit total a nivel del SNI determinado por el CENACE [MWh] Factor de repartición por demanda de energía [p.u.] Demanda de energía para cada Distribuidor “i” determinado por el CENACE en la Planificación Operativa [MWh] Factor de repartición por recaudación y facturación a consumidores regulados [p.u.] Diferencia entre facturación y recaudación a sus consumidores finales por parte del distribuidor, registrados en el año inmediatamente anterior [US$] Factor de repartición por pérdidas de energía [p.u.] Pérdidas totales de energía registradas por el Distribuidor “i” durante el año inmediatamente anterior y proporcionado por el CONELEC [MWh] Los factores de repartición se fijan en los siguientes porcentajes: FRE (Demanda)= 80%, FRRF (Recaudación y facturación)=5% y FRP (Pérdidas)=15%. En la normativa vigente, el cálculo del déficit establece que el porcentaje del Factor de Repartición por Demanda de Energía es el mayor, lo que implica que si una empresa distribuidora tiene mayor número de usuarios, el déficit a repartirse a está será mucho mayor que una empresa que tiene un menor número de usuarios. La normativa debería aplicar como mayor porcentaje el factor de repartición de pérdidas y al factor de repartición por recaudación y facturación, debido a que si las empresas distribuidoras presentan porcentajes menores a los indicados, significaría que tienen solvencia en el pago de sus haberes. 2.2.2.4.2 Restricción del Servicio de Racionamiento “En caso de que el CENACE disponga la restricción del servicio, cada Empresa Distribuidora ejecutará tal suspensión del servicio, dentro de su área de concesión, con la siguiente prioridad de desconexión”: 24 • Usuarios residenciales, instalaciones de entidades oficiales predeterminadas en cada Distribuidora. • Alumbrado público, preservando la seguridad de la población. • Usuarios comerciales y pequeños industriales • Usuarios industriales con medidor de demanda (kW) La norma se refiere a la restricción de servicio para los usuarios cuando ya se dispuso el racionamiento, sin tomar en cuenta si éste es programado o emergente. Con fines comparativos a continuación se muestra la normativa de las restricciones de servicio cuando existe un racionamiento programado en el sistema interconectado de Chile. En este caso hay una coordinación adecuada antes de que se presente el racionamiento, distinguiéndose de un emergente. ARTÍCULO 2. INFORMACIÓN GENERAL BASE PARA APLICAR UN RACIONAMIENTO PROGRAMADO13 Las empresas que operen físicamente activos pertenecientes al STN, STRïs o SDLïs, que tengan usuarios finales conectados, enviarán al CND en un formato definido por éste, un listado con la identificación de los circuitos aislables clasificados de acuerdo con el tipo de usuarios que se encuentren conectados a los mismos: 1. Circuito Residencial: Circuito en el cual el mayor porcentaje de la demanda de energía corresponde al sector residencial y cuya topología de conexión a los sistemas de transporte de energía, permite su desconexión individual del Mercado de Comercialización al que pertenece. 2. Circuito Comercial: Circuito en el cual el mayor porcentaje de la demanda de energía corresponde al sector comercial y cuya topología de conexión a los sistemas de transporte de energía, permite su desconexión individual del Mercado de Comercialización al que pertenece. 13 Resolución 119 de la Comisión de regulación de Energía y Gas 25 3. Circuito Industrial: Circuito en el cual el mayor porcentaje de la demanda de energía corresponde al sector industrial y cuya topología de conexión a los sistemas de transporte de energía, permite su desconexión individual del Mercado de Comercialización al que pertenece. 4. Circuito Oficial: Circuito en el cual el mayor porcentaje de la demanda de energía corresponde al sector oficial y cuya topología de conexión a los sistemas de transporte de energía, permite su desconexión individual del Mercado de Comercialización al que pertenece. 5. Circuito No Regulado Eléctricamente Aislable: Circuito al que se encuentra conectado exclusivamente un Usuario No Regulado y cuya topología de conexión a los sistemas de transporte de energía, permite su desconexión individual del Mercado de Comercialización al que pertenece. Los Circuitos descritos en los numerales 1,2,3 y 4 deberán clasificarse en Desconectables y No Desconectables, entendiendo por Circuitos No Desconectables aquellos en los cuales se encuentran conectados usuarios que por la actividad que desarrollan no experimentarán suspensiones en el servicio de suministro de electricidad en situaciones de Racionamiento Programado (Hospitales, Clínicas, Acueductos, Aeropuertos, Cárceles, Instalaciones Militares y de Policía). Así mismo se deberá determinar para cada uno de los Circuitos (Numerales del 1 al 5), un estimativo de la demanda semanal de energía asociada con cada uno de ellos, expresada en porcentaje de la demanda total del Mercado de Comercialización correspondiente. ARTÍCULO 8. DISTRIBUCIÓN DEL RACIONAMIENTO PROGRAMADO14 De tomarse la decisión de racionar, el CND informará a todos los comercializadores el porcentaje de racionamiento asignado (h), con el objeto de que estás empresas implementen o adecuen sus programas de racionamiento y coordinen con las empresas que operen físicamente activos en el STN, STRïs 14 Resolución 119 de la Comisión de Regulación de Energía y Gas 26 o SDLïs, que tengan usuarios finales conectados, el programa de interrupción de Circuitos. Dichas interrupciones se efectuarán de acuerdo con la siguiente guía de prioridades: Tabla 2.1 Distribución del Racionamiento MR (%) Aplicación del Racionamiento por tipo de Circuito (η) 1.5% < MR ≤ 3.0% Residenciales y Oficiales 3.0% < MR ≤ 5.0% Residenciales, Oficiales y Comerciales (exceptuando los usuarios no regulados eléctricamente aislables) 5.0% < MR ≤ 10.0% Residenciales, Oficiales, Comerciales e Industriales (exceptuando los usuarios no regulados eléctricamente aislables) MR > 10.0% Residenciales, Oficiales, Comerciales, Industriales y Usuarios no regulados eléctricamente aislables. Fuente: Comisión de Regulación de Energía y Gas, Chile Donde: MR: Magnitud Racionamiento Declarado (Expresado en Porcentaje con respecto a la Demanda Total). η: Porcentaje Promedio Semanal de Energía a racionar por Circuito. 2.2.2.4.3 Grandes Consumidores Activos “El CENACE, en forma directa será el que disponga, coordine y controle la disminución del consumo y los cortes de servicio de los Grandes Consumidores activos”. Los cortes previstos a los grandes consumidores por motivos de racionamiento se deben programar en los períodos de demanda máxima para disminuir el consumo de energía. Está metodología aplicada por el CONELEC no es utilizada en forma correcta debido a que las estadísticas no revelan los verdaderos porcentajes de distribución del déficit. Además que los contratos bilaterales de compra y venta 27 que se transan en el Mercado Eléctrico Mayorista no son contratos físicos, sino comerciales, lo que constituye un fuerte desincentivo para realizar contratos que aseguren la disponibilidad de energía en momentos de insuficiencia. Así, la distribución del déficit se debe hacer en forma equitativa, es decir que mayor porcentaje en cortes de demanda deberían tener aquellas Distribuidoras que mantengan deudas con los generadores y aquellas que presenten elevados porcentajes de pérdidas técnicas y comerciales. Un ejemplo de la aplicación de la norma del CONELEC es cortando a las Distribuidoras con gran número de usuarios como la Empresa eléctrica Quito a pesar de tener un menor porcentaje de pérdidas (10,29%) que otras, como la Empresa eléctrica Manabí con (42,35%). Esta práctica de la regulación conlleva que el Mercado Eléctrico Mayorista no logre un adecuado funcionamiento en el proceso de los racionamientos de energía. 2.3. ESTÁBLECIMIENTO DE UN RIESGO DE DÉFICIT El análisis de las perspectivas de racionamiento de energía eléctrica por falta de recursos, que permita disponer de un parque generador eficiente para abastecer la demanda a nivel nacional, tanto en potencia como energía, es un tema relevante para el sector eléctrico ecuatoriano. Normalmente, no se puede garantizar que el abastecimiento de energía de forma segura, tampoco que faltaría energía en una determinada época futura. En la mejor de las hipótesis, se puede estimar cual es la probabilidad de establecer el racionamiento de energía eléctrica. Para estimar el riesgo de déficit se necesita contar con datos reales del sistema, los cuales permiten hacer un proceso de decisión planificado del corte de demanda. Debido a que está decisión traería un fuerte impacto económico al país, ninguno de los gobiernos han aceptado establecer un racionamiento antes de agotar todas las reservas disponibles. En la vida real, el momento de racionar es calculado de manera conservadora, tomando en cuenta que las afluencias futuras no sean favorables. 28 Los riesgos de racionamiento presentados en este trabajo señalan lo que podría ocurrir si no fuese construida la nueva capacidad que lleva al equilibrio entre generación y demanda. El Ecuador tiene un crecimiento anual de demanda del 5,6%, por lo que se necesita contar con una central que genere aproximadamente 150 MW. Estos riesgos representan una señal de alerta para que sean accionados los instrumentos de aseguramiento de nueva generación, que puedan evitar un racionamiento y no una señal de alarma indicando que la sociedad se quedará sin energía eléctrica. 2.4. MEDIDAS PREVENTIVAS Y CORRECTIVAS DE DÉFICIT El propósito de este análisis de riesgo es conocer posibles problemas de déficit con antelación y tener información para plantear estrategias de medidas preventivas y correctivas a implementarse antes que se presente el racionamiento. En países con fuerte participación hidroeléctrica como es el caso del sistema eléctrico del Ecuador, la potencia instalada total no es una medida adecuada para establecer que el riesgo de racionamiento de energía está controlado. Los generadores hidroeléctricos y térmicos de la misma capacidad instalada tienen energías firmes muy diferentes, debido al recurso que utilizan en la producción de electricidad. La primera medida de racionamiento es la comparación en cada año de la “energía firme” total del sistema con el consumo de energía a lo largo del año. La segunda medida es inducir a la contratación eficiente de nueva oferta que atienda la demanda prevista, desarrollando una política de Estado sólida y permanente en materia energética que permita incorporar generación suficiente para cubrir la demanda nacional presente y futura. En el caso de que existan atrasos en la entrada de generación programada, se puede recomendar la contratación de generación de energías renovables, para 29 así contribuir de una manera significativa al aumento de la generación en el período de estiaje. 30 CAPÍTULO 3: METODOLOGÍA PARA ESTIMAR LA PROBABILIDAD DE ESTABLECER RACIONAMIENTO 3.1. INTRODUCCIÓN En este capítulo se resumen los criterios de probabilidad que se utilizan para establecer el déficit de abastecimiento de electricidad. También se explica las características del modelo de programación dinámica dual estocástica SDDP para simular la operación del sistema nacional interconectado. Además, se presenta la metodología aplicada para encontrar los índices de racionamiento y los aspectos que pueden afectar a la metodología, estableciendo límites aceptables que se pueden producir para estimar el racionamiento de energía en un determinado mes dentro del horizonte de estudio. 3.2. CRITERIOS DE PROBABILIDAD DE DÉFICIT [6] Los criterios de garantía de abastecimiento de energía representan la forma de establecer la calidad de servicio y se basan en parámetros operativos del sistema. Estas pueden ser asociadas a criterios de abastecimiento de energía y potencia. En función de la representación de las características aleatorias de los factores que afectan los parámetros operativos, cada uno de estos grupos se dividen en criterios determinístico y probabilístico. 3.2.1. CRITERIO DETERMINÍSTICO Los criterios determinístico no toman en cuenta la forma explícita de la naturaleza aleatoria de los factores que afectan el desabastecimiento de energía. El desconocimiento de las afluencias futuras es conformado por la hipótesis de repetición de las afluencias iguales al registro histórico. Los mantenimientos programados son representados a través de cronogramas de mantenimiento previsto para el período de estudio a través de índices estadísticos que reflejan los históricos de mantenimientos de unidades 31 generadoras semejantes. De la misma forma, las salidas forzadas de las unidades generadoras son representadas por índices estadísticos, las principales deficiencias del criterio determinístico son: • La falta de una cuantificación de los riesgos de no atender la demanda en el futuro. • La dependencia de una única secuencia hidrológica basada en la estadística histórica, dentro de una infinidad de escenarios igualmente probables. 3.2.2. CRITERIO PROBABÍLISTICO Las deficiencias de los criterios determinístico sirven de base para el establecimiento de las premisas de los criterios probabilístico: • Considera la expansión del sistema de potencia en cuanto a generación y transmisión a lo largo del horizonte de planeamiento; • Considera las reglas de operación óptima del sistema hidrotérmico; • Representa las características hidrológicas distintas de las afluencias a los aprovechamientos del sistema. • Permite la cuantificación de los riesgos de abastecimiento en base a las consideraciones anteriores. La determinación de la energía garantizada15 del sistema a través de criterios probabilístico, comprende el cálculo de la estrategia de operación hidrotérmica y la simulación de la operación del sistema. El criterio probabilístico combina los métodos determinístico con pronósticos basados en inteligencia artificial, los cuales aplicados al modelo ha utilizar permiten obtener el probable déficit de racionamiento. 15 Energía garantizada es la energía firme que el sistema puede obtener en forma casi permanente (con una garantía de ocurrencia especificada, por ejemplo del 90%) para satisfacer la demanda prevista. 32 3.3. PROGRAMA SDDP 9.1 El SDDP (Stochastic Dual Dynamic Programming) es un paquete computacional que permite la simulación operativa de sistemas hidrotérmicos para estudios operativos de corto, mediano y largo plazo, con representación integrada de la red de transmisión. Este programa fue creado al inició de la década de los 90’s y viene siendo utilizado en estudios efectuados por consultores y en centro de administración operativa de más de 40 países, incluyendo algunos países de América del Sur. Entre las principales características del SDDP están: • El modelo calcula los costos marginales de demanda (por sub mercado y por barra) • Representación de la demanda por bloques y por barra eléctrica en períodos mensuales y semanales (para estudios de largo y mediano plazo). • Encadenamiento de los horizontes de planeamiento mediante la función que determina el costo futuro del nivel de almacenamiento de los embalses denominada como FCF. • Representación detallada del sistema hidroeléctrico: balance hídrico en las centrales, representación de los límites de almacenamiento, volumen de alerta y mínimo, turbinamiento máximo, defluencias mínimas y máximas, mantenimientos, etc. • Representación detallada de las centrales térmicas (térmicas multi-combustible, mantenimientos, etc.) • Representación detallada de la red de transmisión: modelo de flujo de potencia activa DC con modelación de las pérdidas. Los resultados que se obtienen del programa SDDP son: 1) Estadísticas operativas: generación de cada central hidroeléctrica y unidad térmica, para cada escenario hidrológico; costos operativos 33 térmicos; consumo de combustibles, riesgo de déficit por sistema o por barra de demanda; intercambios de energía entre áreas eléctricas y flujos de potencia por circuito. Está información se encuentra disponible para cada serie hidrológica y bloque de demanda del período de estudio. 2) Informaciones económicas: costos marginales de operación por bloque de demanda y escenario hidrológico para el área, sistema o por barra eléctrica, beneficios marginales de variables de incremento de capacidad de las centrales, unidades y/o interconexiones para cada sistema. A continuación se presenta el modelo matemático que optimiza el uso de recursos de generación de los sistemas hidrotérmicos interconectados. Además, se describe la solución algorítmica basada en la programación dinámica dual estocástica (SDDP). 3.4. ALGORITMO DE LA PROGRAMACIÓN DINÁMICA DUAL ESTOCÁSTICA SDDP [8] El algoritmo de Programación Dinámica Dual Estocástica es un algoritmo genérico que resuelve problemas de optimización en sistemas hidrotérmicos exclusivamente. Este algoritmo fue creado por la empresa Brasileña PSR Power System Research16. 3.4.1. DESPACHO DE UNA ETAPA Debido a la gran dimensión del problema de optimización éste se plantea por etapas, a continuación se presenta cada una de ellas. 3.4.1.1. Planteamiento del problema El problema de optimización para el cálculo de la decisión operativa óptima en cada etapa para los estudios de mediano y largo plazo de los sistemas hidrotérmicos interconectados se presenta a continuación en más detalle. 16 Esta empresa comercializa el paquete computacional para resolver problemas de optimización de sistemas hidrotérmico mediante la técnica de programación dinámica dual estocástica. 34 El despacho hidrotérmico para la etapa t se plantea como: Min FCI + FCF (P2) (3.1.) FCI: Función de Costo Inmediato FCF: Función de Costo Futuro sujeto a las restricciones operativas básicas de la etapa En esta sección se utilizará la notación xtk(i) para identificar las diversas variables involucradas en el planteamiento del problema. La letra x identifica a la variable (por ejemplo, se utilizará v para volumen almacenado, u para volumen turbinado, g para generación, etc.). El subíndice t identifica a la etapa y el subíndice k identifica al bloque de demanda. Por su parte el índice i identifica el agente al que se aplica la variable (por ejemplo i índice de las centrales hidroeléctricas en el caso de la variable de turbinamiento). 3.4.2. FUNCIÓN OBJETIVO El objetivo del despacho hidrotérmico es minimizar la suma de los costos operativos inmediato y futuro. El costo inmediato FCI está dado por los costos térmicos cj*gtj en la etapa t más las penalizaciones por las violaciones de restricciones operativas: K FCI = ∑∑ c j g tk ( j ) + cδ δ (3.2.) k =1 j∈J Donde: k índice de los bloques de demanda en la etapa K número de bloques j índice de las centrales térmicas J conjunto de centrales térmicas cj costo variable de operación de la central j. $/MWh gtk(j) energía producida por la central térmica j. MWh C δ Representa (de manera genérica) el costo por la violación de una restricción operativa. $/unidad de violación. δ Monto de la violación. Unidad de violación 35 A su vez, el costo futuro FCF se representa por la siguiente función: FCF = α t + 1 (vt + 1 , at ) (3.3.) Donde: vt+1 vector de volúmenes almacenados en los embalses al final de la etapa t. hm3 at vector de caudales laterales afluentes a los embalses en la etapa t. hm3 Observe que la FCF depende de los caudales debido a una dependencia temporal, esto es, un caudal húmedo en la etapa t indica que en promedio los caudales de la etapa t+1 también serán húmedos. 3.4.3. RESTRICCIONES OPERATIVAS BÁSICAS A continuación se describen las restricciones operativas básicas del problema de operación óptima: • Ecuaciones de balance hídrico • Ecuación de suministro de la demanda • Límites operativos (límites de almacenamiento en los embalses, restricciones de turbinamiento mínimo y máximo y límites en la generación térmica). • Función de costo futuro. • Restricciones operativas adicionales. • Interconexiones • Red de transmisión. 3.4.3.1. Balance Hídrico Como se presenta en la figura 3.1, la ecuación de balance hídrico relaciona el almacenamiento y los volúmenes de entrada y salida del embalse: el volumen final de la etapa t (inicio de la etapa t+1) es igual al volumen inicial menos los volúmenes de salida (turbinamiento y vertimiento) más los volúmenes de 36 entrada (caudales laterales más los volúmenes de salida de las centrales aguas arriba). Caudal Salida de la planta Fig. 3.1 Balance Hídrico El balance hídrico se representa como: K vt +1 (i ) = vt (i ) + at (i ) − ε (vt (i )) − ∑ [ùtk (i ) + stk (i )] + k =1 ∑ K ∑ utk (m) + m∈I u ( i ) k =1 para i ∈ I ∑ K ∑ stk (m) + m∈I s ( i ) k =1 K ∑ ∑φ m∈I F ( i ) k =1 (3.4.) Donde: i índice de las centrales hidroeléctricas I conjunto de centrales hidro Iu(i) conjunto de centrales que turbinan para la central i Is(i) conjunto de centrales que vierten para la central i IF(i) conjunto de centrales que filtran para la central i vt+1(i) almacenamiento final de i en el período t. hm3 vt(i) almacenamiento inicial de i en el período t. hm3 at(i) afluencia lateral a i. hm3 ε (vt(i)) volumen evaporado en el embalse i. hm3 utk(i) volumen turbinado por i a lo largo de la etapa. hm3 stk(i) volumen vertido por i a lo largo de la etapa. hm3 φ tk(i) Volumen filtrado por i a lo largo de la etapa. hm3 37 tk ( m) 3.4.3.2. 3.4.3.2.1. Límites Operativos Límites de Almacenamiento v(i ) ≤ vt (i ) ≤ v(i ) para i ∈ I (3.5.) Donde: v(i ) Volumen mínimo de almacenamiento de la central i hm3 v(i ) Volumen máximo de almacenamiento de la central i hm3 3.4.3.2.2. Turbinamiento Mínimo Dado que puede ser físicamente imposible atender una restricción de turbinamiento mínimo, el problema de una etapa puede resultar no factible. Para evitar esta situación es necesario incluir una variable de holgura como se muestra a continuación: u tk (i ) + δ u (i ) ≥ u tk (i ) para i ∈ I; para k=1,….,K (3.6.) Donde: u tk (i ) Volumen turbinado mínimo para la central i hm3 δuk(i) Variable de holgura para la restricción de turbinamiento mínimo hm3 En la función objetivo se debe incluir la variable de holgura con un coeficiente de penalización alto. 3.4.3.2.3. Turbinamiento Máximo La máxima energía generada por una central hidroeléctrica está limitada por el mínimo valor entre la capacidad de la turbina y la capacidad del generador. La restricción de turbinamiento máximo se formula de la siguiente manera: 38 u tk (i ) ≤ Min(u t (i ), g t (i ) / ρ (vt (i ))) para i ∈ I; para k=1,….,K (3.7.) u t (i ) Máximo volumen turbinable para la central i, etapa t. Representa la capacidad de la turbina. hm3 g t (i ) Potencia máxima de la central i en la etapa t. Representa la capacidad del generador. MW ρ (vt (i)) Coeficiente de producción de la central i en la etapa t calculado en función del volumen del embalse. MWh/hm3 3.4.3.2.4. Producción de Energía Hidroeléctrica g tk (i ) = ρ (vt (i )) * u tk (i ) para i ∈ I; para k=1,….,K (3.8.) Donde: gtk(i) Energía producida por i en el escalón k, etapa t. MWh ρ (vt (i)) Coeficiente de producción de la central i en la etapa t. MWh/hm3 3.4.3.2.5. Límites en la Generación Térmica g tk ( j ) ≤ g tk ( j ) ≤ g tk ( j ) para j ∈ J; para k=1,….,K (3.9.) Donde: gtk(j) Energía producida por la central térmica j en el escalón k. MWh g tk ( j ) Límite de generación mínima de la central j en el escalón k. MWh g tk ( j ) Límite de generación máxima de la central j en el escalón k. MWh Cabe observar que los límites de generación en cada bloque de demanda se calculan de la siguiente manera: g tk ( j ) = g t ( j ) * h(k ) g tk ( j ) = g t ( j ) * h(k ) 39 Donde: g t ( j ) Potencia mínima de la central j MW g t ( j ) Potencia máxima de la central j MW h(k) Duración del bloque k horas 3.4.3.3. ∑g i∈I tk Suministro de la Demanda (i ) + ∑ g tk ( j ) = Dtk para k = 1,……,K (3.10.) j∈J Donde: Dtk demanda de energía en el escalón k. MWh gtk(j) potencia mínima de la central j. MW gtk(j) potencia máxima de la central j. MW 3.4.3.4. Función de Costo Futuro La función de costo futuro se representa como un conjunto de restricciones lineales representando cada una, una linealización de la función FCF = α t +1 (vt +1 , at ) = Max wt ( p) + ∑ λtv (i, p )vt +1 (i ) + ∑ λta (i, p )a t (i ) i∈I i∈I (3.11.) o también: FCF = α s.a α ≥ wt ( p ) + ∑ λtv (i, p )vt +1 (i ) + ∑ λta (i, p )a t (i ) p = 1, …, P i∈I i∈I Donde: α Variable escalar que representa el valor esperado del costo futuro. k$ wt(p) Término constante del p-ésimo corte. k$ λtv (i, p ) Coeficiente del volumen final del embalse i en el pésimo corte. k$/hm3 λta (i, p ) Coeficiente de la afluencia lateral a la central hidroeléctrica i en el pesimo corte. k$/hm3 40 P número de cortes o linealizaciones de la función de costo futuro p índice de los cortes o linealizaciones 3.4.3.5. Restricciones Operativas Adicionales Además de las restricciones básicas el programa SDDP permite modelar una serie de aspectos adicionales. Cabe observar que la representación de estos aspectos es opcional y depende de las características del sistema en estudio, las mismas que se presentan a continuación. 3.4.3.5.1. Operativos Restricciones de Seguridad en los Embalses - Volúmenes Mínimos La curva de volumen mínimo operativo representa una reserva operativa “estratégica” del agente regulador que se superpone al criterio puramente técnico. vt (i ) + δ m (i ) ≥ v mt (i ) para i ∈ I (3.12.) Donde: v mt (i) Volumen mínimo operativo de la central i, etapa t. hm3 δ m (i) Variable de holgura para la restricción de volumen mínimo operativo hm3 Esta variable de holgura entra en la función objetivo con un coeficiente de penalidad ($/hm3) que debe ser informado o puede ser calculado automáticamente como: [1.1*(Costo de la térmica más cara) * (Suma de los coeficientes de producción del embalse y de las centrales aguas abajo del embalse)]. En otras palabras esta restricción no será atendida únicamente si es físicamente imposible. 41 3.4.3.5.2. Restricciones de Regulación en Centrales de Pasada La mayoría de las centrales de pasada tienen pequeños embalses que permiten por lo menos una regulación diaria, i.e. el volumen afluente que llega en las horas fuera de la punta pueden ser almacenados para ser turbinados en la hora de punta. En el caso de reservorios muy pequeños es posible limitar esta transferencia a través de la siguiente restricción: u tk (i) + stk (i) ≥ φ (i) * (at (i) * h(k ) + ∑ u tk (m) + m∈I u ( i ) ∑s tk ( m) (3.13.) m∈I s ( i ) para i ∈ I ; para k = 1, ... , K Donde: φ (i ) Factor de regulación de la central de pasada p.u. Si el factor de regulación φ (i ) es igual a 1, esto significa que 100% del volumen afluente total en el escalón k (suma de la afluencia incremental y de las defluencias de las centrales aguas arriba) debe ser usado en el mismo escalón, i.e. no existe transferencia de energía entre los escalones: se trata de una central de pasada pura. Por otro lado un factor de regulación φ (i ) igual a 0, significa que 100% de la afluencia disponible puede ser transferida a otro escalón. En este caso se dice que la central de pasada tiene una capacidad de regulación igual a la duración de la etapa. Valores intermediarios de φ (i ) permiten representar una capacidad parcial de regular las afluencias. 3.4.3.5.3. Restricciones de Generación Estas restricciones son una generalización de las anteriores. Pueden combinar unidades hidroeléctricas y térmicas y pueden limitar su generación total inferior 42 o superiormente. Además cada generador hidroeléctrico o térmico puede participar en más de una restricción. La expresión general es: G tk ( r ) ≤ ∑ i∈I ( r ) g tk (i ) + ∑g tk ( j ) ≤ G tk (r ) para r = 1,…,R, k = 1,…,K (3.14.) j∈J ( r ) Donde: r índice de las restricciones de generación R número de restricciones de generación I(r) conjunto de hidros que pertenecen a la restricción r J(r) conjunto de térmicas que pertenecen a la restricción G tk (r ) Límite inferior de la restricción r, escalón k. MWh G tk (r ) Límite superior de la restricción r, escalón k. MWh 3.4.3.5.4. Centrales Térmicas Tipo Commitment Las centrales térmicas tipo commitment representan aquellas para las cuales está asociado un costo de arranque. La decisión de despachar una central térmica de este tipo puede ser realizada para cada etapa o cada bloque de demanda dentro de la etapa. En ambos casos estas centrales se modelan usando variables de decisión enteras binarias (0/1). De esta forma la representación de este tipo de centrales requiere la utilización de algoritmos de programación entera mixta, lo que introduce una complicación de tipo computacional. Si el número de estas centrales no es muy elevado este aspecto no es muy importante. Si la decisión de despachar se realiza una vez en la etapa, los límites de generación se representan con las siguientes restricciones. g tk ( j ) − g tk ( j ) * xt ( j ) ≤ 0 para j ∈ C, para k = 1,…, K g tk ( j ) − g tk ( j ) * xt ( j ) ≥ 0 para j ∈ C, para k = 1,…, K 43 xt ( j ) ∈ {0,1} para j ∈ C La variable de decisión se incluye en la función objetivo multiplicado por el costo de arranque correspondiente: ∑ c ( j) * x ( j) a (3.15.) t j∈C Donde: C conjunto de las centrales térmicas tipo commitment xt ( j ) Decisión de despachar la central térmica j (variable entera 0/1) ca(j) costo de arranque de la central térmica j k$ Si la decisión de despachar la central térmica se realiza en cada bloque, entonces las restricciones resultan: g tk ( j ) − g tk ( j ) * xtk ( j ) ≤ 0 para j ∈ C, para k = 1,…, K g tk ( j ) − g tk ( j ) * xtk ( j ) ≥ 0 para j ∈ C, para k = 1,…, K xtk ( j ) ∈ {0,1} para j ∈ C, para k = 1,…, K y el término que debe ser incluido en la función objetivo es: K ∑∑ c ( j ) * x a tk ( j) (3.16.) j∈C k =1 Donde: xtk ( j ) Decisión de despachar la central térmica en el bloque k D 3.4.3.5.5. Reserva Rodante 44 La reserva rodante es un margen operativo dado en MW para cada etapa y escalón de demanda, para ajustar la operación en tiempo real a las desviaciones con respecto a la operación programada. En el caso de centrales hidroeléctricas la reserva rodante se representa como un valor que se substrae de la máxima capacidad de la planta. En este caso la restricción de turbinamiento máximo resulta: g (i ) r (i) − tk utk (i ) ≤ Min u t (i), t ρ (vt (i ) ) ρ (vt (i ) ) para i ∈ I; k = 1,…, K (3.17.) Donde: rtk (i ) Reserva rodante de la central i, etapa t, escalón k MW En el caso de centrales térmicas la reserva rodante se representa a través de la siguiente restricción: g tk ( j ) ≤ g tk ( j ) − rtk (i ) para j ∈ J; k = 1,…,K (3.18.) Donde: rtk (i ) Reserva rodante de la central i, etapa t, escalón k MW Cabe observar que cuando la central térmica tiene una función de costos por tramos, la restricción resultante es: 3 ∑g tk ( j , h) ≤ g tk ( j ) − rtk (i ) para j ∈ J; k = 1,…,K (3.19.) h =1 3.4.3.6. Interconexiones Para representar sistemas interconectados, cada uno con una demanda de energía propia y una capacidad de intercambio con los sistemas vecinos, es necesario definir una restricción de suministro a la demanda para cada sistema: 45 ∑g tk (i ) + i∈I ( s ) ∑ g tk ( j ) + i∈J ( s ) ∑ (ω tk (l , s ) − ω tk ( s , l ) ) = Dtk ( s ) para s = 1,…S, k = 1,…, K l∈Ω ( s ) (3.20.) Donde: Dtk (s ) Demanda de energía en el sistema s MWh s Índice de los sistemas o regiones (S número de sistemas) I(s) Conjunto de centrales hidráulicas en el sistema s J(s) Conjunto de centrales térmicas en el sistema s Ω(s ) Conjunto de sistemas conectados al sistema s ωtk (l , s ) Energía transferida desde el sistema l hacia el sistema s 3.4.3.6.1. Límites de Importación y Exportación entre Áreas Eléctricas Estas restricciones permiten representar límites de importación y exportación entre áreas eléctricas. Dado que la importación o exportación de un área eléctrica está dada por la diferencia entre la generación y la demanda del área, se tiene que: − I tk ( a ) ≤ ∑g i∈I ( a ) tk (i ) + ∑ gtk ( j ) − i∈ J ( a ) ∑d tk (n) ≤ E tk ( a ) para a = 1,...,A; para k = n∈ N ( a ) 1,…, K (3.21.) Donde: a índice de las áreas A número de áreas eléctricas I(a) conjunto de centrales hidroeléctricas en el área a J(a) conjunto de centrales térmicas en el área a N(a) conjunto de nodos en el área a I tk (a) Límite de importación en el área a E tk (a) Límite de exportación en el área a 46 Al reescribir las ecuaciones anteriores colocando la demanda en los términos constantes, se tienen: − I tk ( a ) + ∑ d tk (n) ≤ n∈ N ( a ) ∑ g tk (i ) + i∈ I ( a ) ∑ g tk ( j ) ≤ E tk (a ) + i∈ J ( a ) ∑d tk (n) n∈ N ( a ) para a = 1,…,A; para k = 1,…, K 3.4.3.7. 3.4.3.7.1. (3.22.) Red de Transmisión Flujo de Potencia Linealizado El modelo de flujo de potencia activa linealizado se compone de dos conjuntos de ecuaciones, correspondientes a la primera y segunda leyes de Kirchhoff y a las restricciones de límite de flujo en los circuitos. Estas restricciones se presentan en detalle a continuación. a) Primera Ley de Kirchhoff: Esta ley establece la ecuación de balance de energía en cada nodo ∑F m + g n = d n para n= 1,....., N (3.23.) m∈Ω n Donde: Ω n : Conjunto de circuitos conectados directamente con el nodo n En forma matricial la ecuación 3.23 se representa como SF + g = d (3.24.) Donde: S es la matriz incidencia n x m (n nodos, m circuitos). La matriz incidencia es una matriz en la cual las filas representan los nodos de una red (en nuestro caso red de transmisión) y las columnas son los arcos que 47 unen los diferentes nodos (líneas de transmisión) cuyo valor será de +1 si el arco se origina en el nodo i de la línea m y –1 si el arco termina en el nodo j de la línea m y tiene un valor de 0 en caso contrario. Como ejemplo de obtención de la matriz incidencia se muestra en la figura 3.2 un sistema de tres barras. A B C 1 + 1 0 − 1 S = 2 − 1 + 1 0 3 0 − 1 + 1 1 2 A B C 3 Fig. 3.2 Red con tres nodos b) Segunda Ley de Kirchhoff [ Fm = γ m θ im − θ jm ] para m=1, ....M (3.25.) Donde γ m : Suceptancia del circuito m θ im : Ángulo nodal en el nodo de origen im θ jm : Ángulo nodal en el nodo destino jm Matricialmente F = γS T θ (3.26.) Donde γ : Matriz diagonal m x m de las suceptancias de la red de transmisión ST: matriz m x n transpuesta de S θ : Vector de ángulos nodales n dimensional 48 Los límites de los flujos por las líneas de transmisión se representan de la siguiente manera. −F ≤F ≤F (3.27.) Se observa en la ecuación 3.27 que el flujo máximo puede estar en ambas direcciones. Las ecuaciones 3.25, 3.26 y 3.27 tienen tres tipos de variables de decisión, correspondientes a los vectores g, θ y F, las mismas que pueden ser unificadas en términos del vector de decisión g. Para ello se sustituye F definido por la ecuación 3.26 en 3.24 con lo que se obtiene Bθ + g = d (3.28.) donde B = SγS T matriz de n x n Esta matriz B tiene un rango de n - 1 donde el rango es el número de vectores columna o fila linealmente independientes, esto significa que hay una columna y una fila linealmente dependiente y que corresponde a la barra de referencia, por lo tanto se puede eliminar esta fila y columna y despejando el vector de ángulos nodales se tiene ~ ~ ~ θ = B −1 (d − g~ ) θs = 0 (3.29.) Si el ángulo de referencia es cero podemos aumentar una fila y una columna en B de ceros que corresponde al nodo de referencia para obtener el sistema de ecuaciones siguiente θ = B −1 ( d − g ) (3.30.) Reemplanzando la ecuación 3.30 en 3.26 se tiene que el flujo por las líneas viene dado por: f = β (d − g ) 49 donde β = γS T B −1 matriz m x n. Esta matriz se conoce como la matriz de sensibilidades y cuyos elementos son los factores de distribución que representan la variación del flujo de potencia por las líneas de transmisión al variar la potencia inyectada a un nodo. En un sistema puramente radial o en aquellas partes radiales de un sistema mallado estos factores de sensibilidad son iguales a uno. Como ejemplo de aplicación se presenta el sistema de la figura 3.3. OSCILANTE L2 G3 G2 D L1 D1=250 MW 25<=G1<=100 30<=G2<=80 35<=G3<=120 C1=25 C2=35 C3=22 G1 R1=0.1 pu R2=0.15 pu Fig. 3.3. Sistema de tres barras B = SγS T L1 L2 N1 1 0 S = N 2 − 1 − 1 N 3 0 1 1 − 1 0 ST = 0 − 1 1 − 10 0 10 B = − 10 16.67 − 6.67 0 − 6.67 6.67 B −1 0 0.1 0 0 = 0 0 0 0 0.15 10 γ = 0 0 10 Bn −1 = 0 6.67 0 6.67 0.1 0 Bn−−11 = 0 0.15 1 0 0 β = γS T B −1 = 0 0 1 50 El flujo por las líneas L1 y L2 viene dado por 0 − G1 1 0 0 − G1 2.5 − G 2 = f = β (d − g ) = 0 0 1 0 − G 3 − G3 Resultado esperado ya que el único flujo que puede existir por las líneas radiales L1 y L2 es justamente la generación de G1 y G3. Utilizando la notación empleada en el planteamiento básico (índice t para la etapa, k para el escalón de demanda) la red de transmisión se representan por el siguiente conjunto de restricciones: N N − f tk (m) − ∑ β (m, n)d tk (n) ≤ −∑ β (m, n(i)) g tk (i) − ∑ β (m, n( j )) g tk ( j ) ≤ f tk (m) − ∑ β (m, n)d tk (n) n =1 i∈I j∈J Para m = 1,…, M, k = 1,…, K n =1 (3.31.) Donde: n(i) Nodo donde está conectado el generador i d tk (n) Demanda en el nodo n. MWh Una vez detallado el problema a resolver se procede a estimar el riesgo de racionamiento, con los despachos producidos por las simulaciones de la operación del sistema para cada una de las series. 3.5. PROBABILIDAD DE ESTABLECER RACIONAMIENTOS Definición: Probabilidad de establecer el riesgo de racionamientos en el consumo de energía de un sistema es una estimación asociada a una decisión incorporada en un modelo de simulación operativa con criterios y procedimientos adoptados en un escenario de desabastecimiento. Las decisiones que pueden ser adoptadas para un probable racionamiento de energía son las siguientes: • Cuando establecer el racionamiento. 51 • Cuanto racionar. El Valor esperado de racionamiento de energía, el cual se define como el racionamiento promedio de energía en un mes determinado, relaciona la diferencia entre oferta y generación, cuando las reservas se han agotado dejando sin energía a la demanda, en el caso de Ecuador las reserva no pueden abastecer la demanda por largos intervalos de tiempo, debido a que la capacidad de los embalse que proveen de energía primaria a las centrales hidráulicas son pequeñas. A continuación se presenta una metodología para estimar el índice de la probabilidad de establecer racionamiento: 3.6. METODOLOGÍA DEL ÍNDICE DE RACIONAMIENTOS El procedimiento para estimar la probabilidad de establecer racionamientos esta dado por los siguientes pasos: Paso 1: Revisar el equilibrio de la oferta y demanda existentes y futuras para establecer una base de datos confiable que permita una operación óptima del despacho del sistema. Paso 2: Realizar simulaciones de escenarios17 de la operación del sistema para el máximo número de series que permite el SDDP (200 series) a fin de representar la estocasticidad en los caudales afluentes a las centrales con embalse; considerando diversos escenarios sobre la disponibilidad de las unidades y sensitividad de la demanda, en el período de análisis. Paso 3: Se analiza los resultados obtenidos de la simulación del sistema en cada una de las series para cada mes, en los cuales se estimara el porcentaje de racionamiento, para el sistema nacional interconectado, con la ecuación 3.32: 17 Los escenarios se refieren a caudales afluentes hacia las centrales hidroeléctricas, obtenidos de series sintéticas de caudales 52 % Racionamiento = Numero de Series con Deficit Numero total de Series Simuladas (3.32) Paso 4: Se establece si es necesario que un déficit de energía se pueda producir, con los porcentajes de racionamiento obtenidos, lo que permite tomar decisiones ejecutivas a las entidades del sector, tomando medidas preventivas y correctivas. Paso 5: Se repite los pasos (2), (3) y (4) en cada escenario hidrológico18, para estimar la probabilidad de establecer racionamiento de energía eléctrica en el período de análisis. En la figura 3.4 se muestra el modelo de simulación para el procedimiento de cálculo del riesgo de establecer racionamientos. Escenarios de Oferta y Demanda Escenarios de afluencias Simulación Operativa SDDP Total de escenarios hidrológicos (series) Si existe un min. % el riesgo de establecer racionamiento se presenta Si no existe %, no existe riesgo de establecer racionamiento Fig. 3.4 Procedimiento de cálculo del riesgo de establecer un racionamiento 3.7. ASPECTOS DE LA METODOLOGÍA A continuación se presentan los distintos aspectos que permiten describir el funcionamiento del modelo propuesto: 18 Escenario hidrológico se refiere a los casos que se analizan para estimar el racionamiento de energía. 53 3.7.1. ENERGÍAS FIRME DE GENERADORAS La energía firme19 de las centrales de generación permite establecer la reserva y capacidad suficiente que los sistemas generadores tienen para abastecer la demanda. Como se muestra en la figura 3.5, la energía utilizada hasta el año 2007 fue producida por centrales hidroeléctricas con una mayor participación en el abastecimiento de la demanda. Al no haber sido suficiente, fue necesaria la compra de energía a Colombia por medio de la interconexión. 15 572 GWh 12 458 9 343 6 229 3 114 0 1999 (*) 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 10.21 0.00 22.20 56.30 1 120.11 1 641.61 1 731.99 1 572.89 876.59 GENERACIÓN TÉRMICA 2 099.45 2 925.31 3 913.08 4 073.82 4 010.58 4 091.67 5 320.40 6 142.53 5 758.07 GENERACIÓN HIDRÁULICA 5 533.96 7 594.18 6 940.36 7 416.45 7 064.15 7 300.10 6 777.60 7 025.88 8 943.46 IMPORTACIONES GENERACIÓN HIDRÁULICA GENERACIÓN TÉRMICA 2007 IMPORTACIONES Fig. 3.5 Energía utilizada en Ecuador [2] 3.7.2. CRECIMIENTO DE LA DEMANDA Para la obtención de las proyecciones de demanda de potencia y energía eléctrica se emplea una combinación de modelos que permiten obtener una mejor aproximación en el corto, mediano y largo plazo, de está variable, en primera instancia se analiza el comportamiento de la demanda eléctrica mensual respecto a diferentes variables como el Producto Interno Bruto – PIB, valor agregado de la economía, precios, crecimiento de la población y otros. Estas variables permitirán a su vez estimar la posible evolución de la demanda de energía por medio de modelos econométricos. El crecimiento económico del país permite una mejor proyección de la demanda eléctrica, como se observa en la figura 3.6 el PIB en el período de 19 La energía firme puede ser negociada para establecer contratos de compra - venta 54 estudio se mantiene respecto a los años anteriores el cual tendía a un crecimiento desde el año 2000. 9 8 7 % 6 5 4 3 2 1 0 2002 2003 PIB 4.2 3.6 DEMANDA 5.6 7.0 2004 2005 2006 2007 2008 2009 8 6 3.9 3.44 4* 4* 6.1 6.6 5.4 5.4 5.0 * 4.8 * *Valores estimados de la demanda y del PIB Fig. 3.6 Variación el PIB y Demanda de Energía Eléctrica [1] 3.7.3. LA VARIABILIDAD HIDROLÓGICA El sistema eléctrico ecuatoriano está sujeto a un fuerte riesgo hidrológico, debido a que una gran parte importante de la energía se produce en plantas hidroeléctricas, que a excepción de las centrales Paute, Marcelo Laniado y Pucará no tienen capacidad de embalses y dependen de los caudales afluentes en cada año. Una consecuencia de la variabilidad hidrológica se ve representada en los escenarios simulados para la operación del sistema. Vale anticipar que en años muy secos, la energía disponible será considerablemente menor y por tanto no se podrá abastecer la demanda. Las figuras 3.7, 3.8 y 3.9 presentan la variación de caudales de las centrales con embalse: 55 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Caudal Amaluza y Agoyán (m3/s) 401 320 240 160 80 Abr. Jun. Ago Oct. Dic. Feb. Abr. Jun. Ago Oct. Dic. Feb. Abr. Jun. Ago Oct. Dic. Feb. Abr. Jun. Ago Oct. Dic. Feb. Abr. Jun. Ago Oct. Dic. Feb. Abr. Jun. Ago Oct. Dic. Feb. Abr. Jun. Ago Oct. Dic. Feb. Abr. Jun. Ago Oct. Dic. Feb. Abr. Jun. Ago Oct. Dic. 0 AMALUZA AGOYÁN Fig. 3.7 Caudales históricos al embalse Amaluza y central Agoyán [2] 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 17 Caudal P isayam bo (m 3 /s) 14 10 7 3 Abr. J un. Ago O ct. Dic. Feb. Abr. J un. Ago O ct. Dic. Feb. Abr. J un. Ago O ct. Dic. Feb. Abr. J un. Ago O ct. Dic. Feb. Abr. J un. Ago O ct. Dic. Feb. Abr. J un. Ago O ct. Dic. Feb. Abr. J un. Ago O ct. Dic. Feb. Abr. J un. Ago O ct. Dic. Feb. Abr. J un. Ago O ct. Dic. 0 Fig. 3.8 Caudales históricos al embalse Pisayambo [2] El embalse Daule Peripa, a excepción de Amaluza, no es utilizada solo para producción de energía eléctrica, sino también para riego en la agricultura, agua potable, control de inundaciones entre otros, es por eso que a pesar de tener un gran embalse, su central no es una de las mayores generadoras del país. 56 2003 2004 2005 2006 2007 500 3 Caudal Daule Peripa (m /s) 600 400 300 200 100 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. 0 Fig. 3.9 Caudales históricos embalse Daule Peripa [2] 3.7.4. RESOLUCIÓN DE UN EJEMPLO SENCILLO Para describir la metodología propuesta se aplica a un sistema eléctrico de prueba. Se presenta el cálculo de la decisión operativa óptima para cada etapa suponiendo conocido la función de costo futuro. a) Función Objetivo min Zt = Σ cj gjt + FCF Sujeto a: • • • • Balance hídrico Límites de almacenamiento y turbinamiento Límites de generación térmica Abastecimiento de la demanda b) Función de costo futuro y variables FCF = αt+1 (vt+1, αt) La Función de Costo Futuro depende de dos variables de estado: vt+1 = vector de volúmenes almacenados en los embalses al final de la etapa t αt = vector de caudales afluente a los embalses en la etapa t 57 c) Abastecimiento de la demanda ∑g i∈I tk (i ) + ∑ g tk ( j ) = Dtk j∈J Dtk : demanda de energía escalón k MWh ( D ) d) Balance Hídrico K vt + l (i ) = vt (i ) − ε ( vt (i )) − ∑ [u tk (i ) + stk (i )] + k =1 K ∑ ∑u m∈I u ( i ) k =1 tk (m) + K ∑ ∑s tk m∈ I s ( i ) k =1 K (m) + ∑ ∑φ tk (m) m∈I F ( i ) k =1 i : índice de las centrales hidroeléct ricas I U (i ) : conjunto de centrales que turbinan para la central i I S (i ) : conjunto de centrales que vierten para la central i I S (i ) : conjunto de centrales que filtran para la central i vt +1 (i ) : almacenami ento final de i en el periodo t hm 3 (V ) Caudal vt (i ) : almacenami ento inicial de (i ) en el periodo t hm 3 ( D ) a t (i ) : afluencia lateral a i hm 3 ( D ) Salida de la planta ε (vt (i )) : volumen evaporado en el embalse i hm 3 ( D ) u tk (i ) : volumen turbinado por i etapa hm 3 (V ) stk (i ) : volumen vertido por i etapa hm 3 (V ) φtk (i ) : volumen filtrado por i etapa hm 3 (V ) e) Límites de almacenamiento y Turbinamiento v(i ) ≤ vt (i ) ≤ v(i ) ut (i ) ≤ u (i ) Donde v (i) y u (i) son respectivamente los límites de almacenamiento y turbinamiento. f) Limites de generación térmica g tk ( j ) ≤ g tk ( j ) ≤ g tk ( j ) para j ∈ J ; para k = 1,...K g tk ( j ) : energía producida por la central térmica j en el escalón k MWh (V ) g tk ( j ) : límite de generación mínima central térmica j en el escalón k MWh( D) g tk ( j ) : límite de generación máxima central térmica j en el escalón k MWh( D) 58 g tk ( j) = g t ( j ) × h(k ) g tk ( j) = g t ( j ) × h(k ) g t ( j ) : potencia mínima de la central j MW ( D) g t ( j ) : potencia máxima de la central j MW ( D) h(k ) : duración del bloque k horas ( D) g) Restricciones adicionales • • • • • • • Restricciones de seguridad en los embalses Volúmenes de alerta Volúmenes mínimos operativos Volúmenes de espera operativos Restricciones en la defluencia total Restricciones de regulación en centrales de pasada.- Disponen de pequeños embalses que permiten por lo menos una regulación diaria. Centrales térmicas con costos lineales por parte.- Se representa centrales térmicas cuyo consumo específico (gal/MWh) varié hasta un máximo de tres valores de acuerdo a la cantidad despachada HE TN TFO TD D Fig. 3.10 Diagrama del sistema ejemplo sencillo 3.7.4.1. Datos de Entrada El funcionamiento del parque hidrotérmico tiene los siguientes parámetros operativos. Generación Hidráulica Tabla 3.1 Características de las Centrales Hidráulicas Caso Sencillo Costo de Estado Tipo Generación Generación O&M mínima máxima de la de # Central Almacenamiento Almacenamiento $/MWh Planta MW MW máx. hm3 Central hidráulica min. hm3 1 20 100 HE 0 10 0.1 existente 59 Generación térmica Tabla 3.2 Características de las Centrales Térmicas Caso Sencillo # Generación Generación Tipo de Central mínima máxima Térmica combustible MW MW 1 FO 2 10 2 D 0 5 3 N 0 20 Costo de O&M $/MWh 8 12 15 Estado de la Planta existente existente existente Demanda En este caso se considera 12 períodos correspondientes a los meses del año. Cada uno de estos divididos en cinco etapas representadas en el programa. Tabla 3.3 Características de la Demanda Caso Sencillo Meses Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. 2007 18 15 17 17 17 17 17 17 16 17 17 18 2008 19 16 18 17 18 17 18 18 17 18 17 18 2009 20 17 19 18 19 18 19 18 18 19 18 19 Solución Decisión 1: generar el hidro en la primera etapa Primera etapa: H1 = 10 MWh; T1 = 10 MWh C1 = $80 Segunda etapa: H1 = 0 MWh; T1 = 10 MWh; T2 = 5 MWh; T3 = 5 MWh C2 = $215 C1 + C2 = $295 Ejemplo de solución del problema de la segunda etapa: Si volumen inicial = 0 Min 8g1 + 12 g2+ 15 g3 g1 + g2+ g3 + 0.1 u = 20 MW v-u=0+0 g1 ≤ 10 g2 ≤ 5 g3≤ 20 u = 0, v = 0 g1 = 10 MW, g2 = 5 MW, g3= 5 MW Costo = $ 205 Costo marginal: 15 $/MW Valor marginal del agua: 1 hm3 x 0.1 MW/ hm3 = 0.1 MW 0.1 MW x 15 $/MW = $ 1.5 60 Tabla 3.4 Soluciones del Problema Caso Sencillo H T1 T2 T3 P [MW] 10 10 5 20 CV [$/MWh] 0 8 12 15 H 10 8 6 5 4 2 0 T1 10 10 10 10 10 10 10 T2 0 2 4 5 5 5 5 T3 0 0 0 0 1 3 5 CI 80 104 128 140 155 185 215 CF 215 185 155 140 128 104 80 CI+CF 295 289 283 280 283 289 295 Tabla 3.5 Características Caudales Afluentes Caso Sencillo AÑO CAUDALES AFLUENTES MEDIOS MENSUALES ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC MEDIA 2001 17.1 19.8 23.5 48.6 33.4 85.1 45.1 48.8 29.8 16.4 15.6 19.2 33.5 2002 16.7 16.0 17.7 35.3 52.3 40.8 65.6 41.9 23.1 23.9 39.9 24.2 33.1 2003 16.4 19.3 20.9 38.2 89.6 48.4 52.5 32.7 27.9 21.8 19.7 32.2 34.9 2004 15.7 11.0 31.6 27.4 40.3 98.3 49.0 42.9 37.5 29.1 24.5 25.7 36.1 2005 12.3 33.5 45.9 66.7 45.2 72.2 38.6 24.1 18.3 15.9 23.9 26.7 35.3 2006 23.6 31.4 31.8 43.7 44.6 41.7 37.8 28.9 28.0 19.0 21.4 28.4 31.7 2007 24.5 16.0 29.0 52.2 48.7 117.4 30.2 45.7 33.1 28.6 45.9 27.2 41.5 2008 MEDIA 28.6 19.4 59.0 25.7 47.3 31.0 52.2 45.5 67.0 52.6 54.7 69.8 72.0 48.8 44.3 38.7 49.1 30.9 41.4 24.5 45.2 29.5 46 22.9 46.7 36.6 MÁXIMO MÍNIMO 28.6 12.3 59.0 11.0 47.3 17.7 66.7 27.4 89.6 33.4 117.4 72.0 40.8 30.2 48.8 24.1 49.1 18.3 41.4 15.9 45.9 15.6 32.2 0.0 46.7 31.7 DESV-STD 5.5 15.5 10.9 12.2 17.8 28.4 8.9 9.4 8.4 12.2 10.0 5.0 3.7.4.2. Resultados de la Metodología 14.2 Los resultados proporcionados por el SDDP para el ejemplo sencillo después de la simulación de 30 series son: déficit en cada una de las series en sus respectivos períodos, en las cuales se aplica la metodología propuesta en el literal 3.4 la cual permite obtener el índice de racionamiento que se presenta en cada uno de los períodos analizados. Otros resultados relevantes que se presentan son la evolución de las cotas para las centrales con embalse, la cantidad de combustible que consumen las centrales térmicas entre otros. Está información permite confirmar el probable racionamiento de energía obtenidos con la metodología propuesta. 61 Los resultados se muestran en las figuras 3.11, 3.12 y en las tablas 3.4 y 3.5: Tabla 3.6 Porcentaje Mensual de Racionamiento Caso Sencillo Meses Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Porcentaje (%) 0,0 0,0 1 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Riesgo de Racionamiento (%) 1% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% Jan- Feb- Mar- Apr- May- Jun- Jul- Aug- Sep- Oct- Nov- Dec09 09 09 09 09 09 09 09 09 09 09 09 Fig. 3.11 Riesgo de Racionamiento Caso Sencillo Los resultados entregados por el SDDP para la central de embalse son las cotas finales, que se presentan en el periodo de estudio, además, el programa proporciona la cantidad mensual de combustible que consume cada central, en este caso de ejemplo no se utilizó la restricción, razón por la cual no se muestran resultados sobre el combustible. Tabla 3.7 Cota Final Central de Embalse Caso Sencillo Meses Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic (%) 81,4 82,2 81,1 84,4 84,5 83,5 82,6 82,6 82,3 83,2 82,7 81,5 62 85.0 Cota (m) 84.0 83.0 82.0 81.0 80.0 79.0 Jan- Feb- Mar- Apr- May- Jun09 09 09 09 09 09 Jul09 Aug- Sep- Oct- Nov- Dec09 09 09 09 09 Fig. 3.12 Cota Final caso sencillo 3.7.4.3. Análisis de los Resultados El riesgo de racionamiento para este caso ejemplo se encuentra en el mes de marzo, con un porcentaje del 1%. Al analizar el comportamiento de central de embalse se observa la disminución de caudales afluentes, lo cual hace que su cota disminuya a 81 m en el embalse como muestra la figura 3.12. A pesar de tener combustible suficiente en las centrales térmicas, esto no permite satisfacer la demanda total, produciéndose el racionamiento de energía en este mes. Los resultados que se obtienen aplicando la metodología permiten tomar medidas preventivas y correctivas ante el probable riesgo de racionamiento. Además, los resultados permitirán identificar la magnitud del racionamiento y así identificar si el racionamiento es emergente o programado. 63 CAPÍTULO 4: APLICACIÓN AL SISTEMA NACIONAL INTERCONECTADO 4.1 INTRODUCCIÓN En este capítulo se presenta la estimación del índice de probabilidad de establecer un racionamiento para el período enero a diciembre de 2009, mediante cuatro escenarios de oferta y demanda, con información sobre generación disponible de centrales hidráulicas y térmicas participantes en el MEM, proyección de demanda, cronograma de mantenimientos, precios de combustible para el sector eléctrico vigentes con la respectiva cantidad en galones por mes que se destina para el sector eléctrico, precios estimados para las transacciones de energía con Colombia; Además, el plan de expansión de generación y transmisión. A través de simulaciones del Sistema Nacional Interconectado en el paquete computacional SDDP se obtiene índices de racionamiento que permitan cuantificar la estimación del riesgo de racionamiento. 4.2 ANTECEDENTES GENERALES La generación hidráulica en Ecuador no ha tenido un buen crecimiento en los últimos años; sin embargo, el año 2007 con la entrada de la central San francisco con el aporte de una potencia de 213 MW ha reducido el ingreso de unidades térmicas en demanda máxima, disminuyendo así los costos marginales altos que se presentaban antes del ingreso de está central. Se espera que para el año 2010 con el ingreso de Mazar con una potencia de 190 MW, estos costos disminuyan aún más. Además, se pueda reducir los racionamientos de energía que se presentan por falta de agua para generar en las centrales hidráulicas. El consumo histórico de combustible para el sector eléctrico a partir del año 2005 se ha incrementado, especialmente el consumo de fuel oil + residuo en los períodos de octubre a marzo de cada año, como se puede ver en la figura 64 4.1, este factor ha sido muy relevante para que se presenten racionamientos de energía eléctrica de poco tiempo en algunas zonas del país en los últimos años por falta de combustible en las centrales térmicas. 2005 30.0 2006 2007 Millones de Galones 25.0 20.0 FUEL OIL + RESIDUO DIESEL NAFTA 15.0 10.0 5.0 N ov Ju l Se p M ar M ay En e N ov Ju l Se p M ar M ay En e N ov Ju l Se p M ar M ay En e 0.0 Fig. 4.1. Consumo Histórico de Combustible [2] En la tabla 4.1 se presenta el consumo de combustible por parte del sector eléctrico en el año 2007, con la mayor cantidad de consumo de combustible en los meses de Enero – Marzo, de los diferentes tipos de combustible más utilizados por las centrales térmicas de Ecuador. Esta información prevee un aviso sobre la cantidad de combustible necesario para el parque térmico en estos meses, especialmente para mitigar posibles racionamientos. Tabla 4.1 Consumo de Combustible Año 2007 [2] CONSUMO DE COMBUSTIBLES AÑO 2007 FUEL OIL + DIESEL NAFTA RESIDUO Millones de Galones Ene Feb Mar Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec 27.7 24.9 24.4 16.4 20.0 14.8 19.9 16.3 12.4 21.6 18.9 23.2 11.7 19.8 13.9 8.5 2.6 4.8 4.8 5.6 4.7 6.4 3.3 4.2 0.5 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 2.5 0.5 0.0 0.0 65 4.3 COMPARACIÓN MODELO ACTUAL Y EL PROPUESTO En la actualidad el modelo minimiza el valor esperado del costo total de generación térmica y el costo del déficit, así la decisión de establecer el racionamiento de energía es apenas tomada por las probabilidades de las afluencias a las centrales hidroeléctricas y la disponibilidad del parque generador. Considerando estás variables, se ha promulgado una regulación para la operación del Sistema Nacional Interconectado en condiciones de déficit de generación que fue analizada en el capítulo 2, siendo las principales observaciones las siguientes: • No se establecen medidas para afrontar los racionamientos, es decir, no se diferencia si el racionamiento es programado o emergente. • El cálculo del déficit es distribuido de acuerdo al consumo de energía para las distribuidoras, lo que no es una manera adecuada. Si una empresa tiene una gran cantidad de usuarios y mantiene un mínimo porcentaje de deudas con las generadoras, además de tener bajas pérdidas técnicas y no-técnicas, el impacto del déficit para está empresa debería ser menor. El modelo propuesto define un indicador alternativo para estimar la probabilidad de establecer el racionamiento para un sistema eléctrico considerando condiciones operativas electro-energéticas, por medio de simulaciones de la operación del sistema. La estocasticidad de los caudales afluentes es tomada en cuenta por medio de modelos probabilísticos para obtener varios escenarios hidrológicos denominados en el software de representación del sistema hidrotérmico como “series hidrológicas” o simplemente “series”. Con las series se realiza el despacho para un caudal con lo que se obtiene una serie de despachos del sistema hidrotérmico y con ello un índice de racionamientos. La metodología posee las siguientes ventajas: • Permite un análisis entre potencia disponible y demanda prevista a fin de establecer la cantidad de potencia a instalarse en los próximos años. 66 • Propone un indicador alternativo para estimar la probabilidad de establecer el racionamiento de energía eléctrica en el Sistema Nacional Interconectado. • Utiliza un modelo energético para la simulación de la operación del sistema con variables aleatorias principalmente en caudales y combustibles. • Se acopla fácilmente a las condiciones operativas del sistema. Sin embargo, posee las siguientes desventajas. • El valor presentado como índice de racionamiento de energía es un valor promedio. • La inadecuada utilización de la información en la metodología sobre la expansión en generación podría entregar resultados errados para el análisis. • No se puede hacer un estudio a largo plazo en operación (mayor a 1 año) debido a que el país no posee grandes embalses para las centrales hidroeléctricas. 4.4 PARÁMETROS Y DATOS UTILIZADA EN LA SIMULACIÓN 4.4.1. HORIZONTE DE PLANIFICACIÓN El estudio se realizó con el programa SDDP® versión 9.1.2, en el que se utiliza el número de series máxima permitida que son de 200 series hidrológicas, en horizonte de estudio de planeamiento, que para el caso del análisis corresponde al período enero-diciembre 2009, el cual es considerado adecuado debido a que la regulación de los embalses existentes en el sistema hasta la fecha del trabajo es inferior al período de análisis; más se puede simular un período más amplio; pero se corre el riesgo de reducir la precisión del análisis por las hipótesis planteadas en los períodos futuros, como es el caso de ingreso y/o salida de unidades y circuitos del sistema. 67 4.4.2. PRONÓSTICO DE LA DEMANDA El pronóstico utilizado para la demanda mensual en energía prevista en el período enero – diciembre 2009, es el elaborado por el CONELEC y de acceso en su página WEB. El pronóstico corresponde a la demanda no coincidente para escenarios de crecimiento medio e inferior. Los valores se han extrapolado con una taza de crecimiento promedio de 4,5% para energía, con crecimientos máximos mensuales de 6,5%, en bornes de generación como se puede ver en la figura 4.2. 1550 1500 GWh 1450 1400 1350 1300 1250 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Escenario de Crecimiento Menor 1424 1336 1438 1396 1446 1392 1419 1407 1367 1431 1406 1473 Escenario de Crecimiento Medio 1452 1362 1466 1423 1475 1419 1447 1435 1394 1459 1433 1502 Fig. 4.2. Proyección de demanda de energía año 2009[1] La demanda mensual proyectada de energía se ha repartido para cinco bloques, los cuales representan el número de horas mensuales de las características de la demanda diaria de la siguiente forma dos bloques para la demanda base, dos bloques para la demanda media y un bloque para la demanda máxima, mas información se puede ver anexo 3. 68 4.4.3. EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN La inclusión de las nuevas instalaciones de generación y transmisión con las fechas estimadas de entrada en operación se obtienen de la información del plan de expansión del CONELEC y TRANSELECTRIC. Se incorporan al S.N.I, los siguientes proyectos de generación y transmisión: GENERACIÓN: De acuerdo a lo informado oficialmente por el CONELEC para el año 2009 no se incorporan ninguna generación. Sin embargo para el estudio se incorporo la primera unidad de la central hidroeléctrica Mazar, la cual tendrá dos unidades de generación aportando una potencia total instalada de 190 MW, el anexo 1 muestra las centrales utilizadas para el estudio. En la Tabla 4.2 se presenta la potencia a instalarse en el período de estudio: Tabla 4.2 Centrales de Generación año 2009 [2] Proyecto Mazar Proyectos Programados año 2009 Tipo Unidades Potencia (MW) Fecha de ingreso U1 95 feb.-09 Hidropaute S.A Hidroeléctrico U2 95 Empresa TRANSMISIÓN: La siguiente información se obtuvo de las estadísticas del plan de transmisión 2007 – 2016 de TRANSELECTRIC: • Construcción de las siguientes líneas de transmisión a 230 kV: Quevedo – Totoras y Milagro – Las Esclusas y, a 138 kV; Limón – Méndez – Macas • Instalación de capacitores a 138 kV en S/E Pascuales. • Nuevos transformadores para las subestaciones Pomasqui, Ibarra y Baños y autotransformadores para la subestación Chone, San Idelfonso • Construcción de la subestación Tumbaco • Ampliación de las subestaciones Totoras, Quevedo, Milagro dos bahías de línea de 230 kV y San Idelfonso. Los datos utilizados para la representación de la red de transmisión en el programa se encuentran en los anexos 6 y 7. 69 4.4.4. DISPONIBILIDAD DE LAS CENTRALES La disponibilidad de las centrales de generación depende de los recursos suficientes para su producción, agua para las centrales hidráulicas y combustibles fósiles para centrales térmicas, Se utilizan los datos sobre los caudales promedios históricos mensuales de las centrales hidroeléctricas, ver figura 4.3 600.0 500.0 400.0 EMBALSE PISAYAMBO EMBALSE AMALUZA EMBALSE AGOYÁN EMBALSE DAULE PERIPA EMBALSE ELECAUSTRO EMBALSE SIBIMBE EMBALSE ABANICO EMBALSE CALOPE m3/s 300.0 200.0 100.0 0.0 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 -100.0 AÑOS Fig. 4.3. Caudales promedios Históricos Anuales [2] Los valores que se presentan en la tabla 4.3 representan los caudales afluentes promedios anuales, los cuales tienen una disminución en las cuencas actualmente en operación a partir del año 2005, siendo esto una causa para pensar en el ingreso de nuevas centrales de generación en otras cuencas del país, los caudales históricos mensuales se presentan en el anexo 8. Tabla 4.3 Caudales Promedios Históricos Afluentes [2] CAUDALES AFLUENTES MEDIOS ANUALES (m3/s) Años PISAYAMBO AMALUZA AGOYÁN DAULE PERIPA ELECAUSTRO SIBIMBE ABANICO CALOPE 1990 8.1 119.9 119.9 97.3 4.2 16.0 32.6 9.6 1991 6.9 107.7 109.6 139.4 4.3 19.2 33.0 10.4 1992 6.2 83.9 90.5 305.4 3.5 29.9 30.7 10.1 1993 7.0 128.0 113.9 228.0 4.6 23.4 - 70 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 8.0 5.3 6.1 6.6 7.5 8.1 8.9 6.7 7.0 6.2 6.7 5.4 5.7 6.8 8.0 174.1 83.3 118.5 119.1 110.7 150.1 124.3 100.6 99.4 104.8 108.3 105.8 95.1 124.6 152.9 141.8 85.4 104.2 113.9 128.4 140.9 145.0 113.4 110.3 99.8 117.1 102.0 110.8 136.9 146.5 201.5 139.7 125.1 427.9 536.6 210.4 136.6 185.7 210.2 139.6 99.8 100.9 117.4 128.2 215.5 4.6 3.4 5.9 6.8 6.1 7.3 7.8 6.1 5.5 4.8 5.7 5.3 6.2 6.3 10.4 19.8 - - - Los datos utilizados de combustible se obtuvieron en base a una proyección con datos históricos de los consumos de combustibles mensuales que se presentan en los informes del CENACE y de la logística de PETROCOMERCIAL como lo indicado en el numeral 4.2. Además, se obtiene la estimación del volumen de combustible de acuerdo al tipo que el sector eléctrico utilizaría para generar en las centrales térmicas, ver tabla 4.4. Tabla 4.4 Requerimiento de Combustible año 2009 Combustibles para el Sector Eléctrico Año 2009 (Miles de galones) Ene Feb Mar Fuel oil 14121 10790 11080 Diesel 10848 10383 7861 2117 1067 669 Nafta 4.4.5. Apr May Jun Jul Aug Sep Oct Nov Dec 7606 9558 7371 10821 11441 11043 12962 12325 12163 5549 5101 3411 7348 9517 9601 12834 1596 1840 1601 2973 4144 852 2292 8763 7803 683 1636 CRONOGRAMA DE MANTENIMIENTO La información utilizada corresponde a los mantenimientos declarados por los agentes y coordinados con el CENACE cada año. En la tabla 4.5 se observa los principales mantenimientos, con las causas y potencias indisponibles promedios anuales expresado en MW. Para más detalle de los mantenimientos utilizados de todas las centrales eléctricas en el período de estudio, referirse al Anexo 3. 71 Tabla 4.5 Cronograma de Mantenimientos año 2009 [2] CENTRAL TIPO COMBUSTIBLE EMPRESA / INSTITUCIÓN POTENCIA INDISPONIBLE PROMEDIO ANUAL (MW) CAUSA PROGRAMADA TERMOELÉCTRICA HIDROELÉCTRICA Embalse HIDRONACIÓN HIDROPAUTE MAZAR U1 MAZAR U2 HIDROAGOYÁN CENTRAL PUCARÁ 93.4 129.0 43.1 30.8 9.8 ELECAUSTRO EMAAP HIDROAGOYÁN CENTRAL AGOYÁN 3.5 1.8 30.3 SAN FRANCISCO 49.0 Pasada Bunker - Vapor ELECTROGUAYAS - G. ZevallosTV2 ELECTROGUAYAS - G. ZevallosTV3 ULYSSEAS INC - Power Barge II Bunker - Diesel ELECAUSTRO - EL Descanso U2 ELECAUSTRO - EL Descanso U3 Residuo - Diesel TERMO ESMERALDAS TERMOGUAYAS - Bloque 3 TERMOGUAYAS - Bloque 4 QUITO - G.Hernández-U1 QUITO - G.Hernández-U2 Diesel - Gas CATEG - A. Santos U1 CATEG - A. Tinajero U1 CATEG - A. Tinajero U2 ELECTROGUAYAS - Enrique García ELECTROGUAYAS - G. ZevallosTG4 ELECTROQUIL II - U1 INTERVISA TRADE - Victoria IID Nafta INTERVISA TRADE - Victoria II Gas Natural Machala Power A Machala Power B No Convencional San Carlos Ecoelectric Ecudos Mantenimientos bimestrales. anuales, lavados de embalse, vaciado e inspecciones de los túneles, desagüe de fondo 17.8 13.6 19.6 1.1 1.4 38.9 21.5 50.0 1.0 1.0 1.5 4.9 4.4 29.5 20.0 5.8 Inspección y mantenimiento mecánico, mantenimientos mayores, problemas en la sistemas de control, calderas, arranques, fuga de aceite, fallas de compresores 11.8 7.5 7.5 8.1 3.0 4.8 72 4.5 ANÁLISIS DE LOS CASOS La simulación del sistema con las consideraciones del numeral 4.4, permite el análisis de cuatro casos de estudio mediante restricciones representadas en la oferta y demanda, de acuerdo a lo indicado a continuación: Oferta Referencia Restricciones Demanda Referencia Caso 1 Caso 3 Mínima Caso 2 Caso 4 Fig. 4.4. Casos de oferta y demanda Utilizados en el estudio. La descripción de cada caso se detalla en la tabla 4.6 Caso 1 2 3 4 4.5.1. Tabla 4.6 Casos de Estudio Descripción Oferta correspondiente a la configuración del CENACE, con un pronóstico de la demanda de energía mensual del 5,6% en bornes de generador. Restricción en el nivel de los embalses a fin de representar las restricciones operativas en el sistema, manteniendo la demanda del caso 1. Restricción de combustibles. Además, se mantiene las restricciones del caso 2. Restricciones en la demanda. Manteniendo las restricciones de embalse del caso 2 y restricción de combustible del caso 3. CASO 1: CASO BASE El caso 1 permite evaluar el índice de la probabilidad de que ocurra racionamientos cuando al sistema electro energético presente la configuración utilizada por el Centro Nacional de Control de Energía en base a la información oficial de todos los agentes del sector eléctrico, considerando los cronogramas de mantenimiento declarados, el pronóstico de la demanda de energía en bornes de generador con índices promedios mensuales de 5,6% en energía. 73 Para este escenario se considera que no existen restricciones en el abastecimiento de los combustibles a las centrales térmicas. El índice de la probabilidad de racionamiento para la simulación del caso base realizada con el SDDP se muestra en la figura 4.5. 0.6% Riesgo de Racionamiento (%) 0.5% 0.4% 0.3% 0.2% 0.1% 0.0% Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic CASO1 0.0% 0.0% 0.5% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% Fig. 4.5. Riesgo de Racionamiento Caso 1 En la figura 4.5; se puede observar que el índice de probabilidad de racionamiento se presentan en el mes de marzo; con un 0,5% de probabilidad de que se presente déficit de energía en el sistema. En la figura 4.6 se muestra la cota, en valor esperado para el embalse Amaluza en el período de estudio, la cual muestra el nivel más bajo en el mes de marzo alcanzando los 1982 msnm, siendo el nivel operativo de la central de 1985 msnm, debido a condiciones de estrategia operativa del sistema, se produce el déficit por falta de energía, lo cual produce disminución de generación en la central hidroeléctrica Paute. Además de la indisponibilidad de potencia por mantenimiento de está central importante, confirman el riesgo de estimar racionamiento en este mes para abastecer la demanda en punta. 74 1992.0 1990.0 1988.0 msnm 1986.0 m 1984.0 1982.0 1980.0 1978.0 1976.0 1974.0 Jan- Feb- Mar- Apr- May- Jun09 09 09 09 09 09 Jul- Aug- Sep- Oct- Nov- Dec09 09 09 09 09 09 PAUTE 1982. 1984. 1982 1982 1985 1991 1989 1991 1985 1987 1980 1982 Fig. 4.6. Cota final promedio para el Embalse de Amaluza Caso Base En la figura 4.7 se observa la cantidad de combustible que se consume en el año 2009, siendo los meses enero a marzo los de mayor consumo de fuel oil de los cuales el mes de marzo presenta la mayor cantidad de consumo de combustible, lo cual avizora que a pesar de que existe combustible para las centrales térmicas, la probabilidad de racionamiento se presenta debido a los mantenimientos de estás centrales. 14000 miles de unidades 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0 Jan-09 Diesel Feb09 MarMayAugApr-09 Jun-09 Jul-09 09 09 09 SepDecOct-09 Nov-09 09 09 6696.2 7535.7 6218.4 646.28 751.79 511.42 663.83 540.96 684.09 661.12 661.32 797.15 Fuel Oil 10457 10670 11477 9317.4 8078.1 7734.6 8694.8 9300.1 3919.2 5232 10552 11079 Nafta 1496.1 558.53 1318.5 143.32 134.97 273.93 75.118 0 286.64 4.9226 97.415 0 Fig. 4.7. Consumo de Combustible Caso Base 75 Los resultados que se presentan para 200 series hidrológicas simuladas en el año 2009 para el Caso Base se resumen en la tabla 4.7. Tabla 4.7 Probabilidad de Racionamiento año 2009 Caso Base 2009 Déficit (GWh) Prob. de déficit(%) Desv. Estándar Cota(m.s.n.m) Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic 0 0 7.050 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.500 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.071 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1982.9 1984.4 1982.4 1982.4 1984.5 1991 1988.8 1991 1984.5 1986.7 1980.4 1982.4 La probabilidad de racionamiento que se presenta es en el mes de marzo, con una disminución de 7.05 GWh de la demanda total que es de 1438 GWh, esto simplemente refleja que una situación de abastecimiento holgada no excluye déficit si ocurren sequías extremas. Un aspecto interesante de la tabla 4.7 es la desviación estándar la cual es pequeña (menor que uno), esto indica que el promedio reportado esconde secuencias hidrológicas con fallas de magnitud apreciablemente mayor. Así es conveniente evaluar qué ocurre en casos en los cuales existe limitación de acumulación de agua en los embalse de las centrales hidráulicas. 4.5.2. CASO 2: RESTRICCIÓNES EN LOS EMBALSES La simulación para este caso considera restricción en el nivel de los embalses, a fin de representar las estrategias operativas observadas en el sistema de acuerdo a informes operativos del CENACE para el año 2006 y 2007 de las siguientes centrales hidroeléctricas: Paute con un volumen mínimo de 57,7 hm3 que corresponde a la cota de 1985 msnm como mínima para su operación, Pucara con 37,3 hm3 con que representa una cota de 3528 msnm, el embalse de la central Hidronación no se lo altero debido a que el mismo no es utilizado estrictamente para producir energía eléctrica, sino presenta otros usos. El índice de la probabilidad de racionamiento para la simulación del caso se muestra en la figura 4.8. 76 1.6% 1.4% Riesgo de Racionamiento (%) 1.2% 1.0% 0.8% 0.6% 0.4% 0.2% 0.0% Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic CASO2 0.0% 0.0% 1.5% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% Fig. 4.8. Riesgo de Racionamiento Caso 2 La figura 4.8; presentada anteriormente indica que el índice de racionamiento aumenta en el mes de marzo respecto al caso 1 lo cual se debe a las restricciones que se utilizan en este caso. Las cotas finales promedias que se estiman para el embalse Amaluza en el período de estudio para este caso después de haber simulado el sistema presentan índices favorables para el período abril - septiembre a excepción del mes de marzo (ver figura 4.9) el cual presenta una reducción de la cota en el embalse la cual es más prologada que el resto de meses, confirmando así el riesgo de estimar racionamientos de energía en este mes. La figura 4.9; presenta la evolución de las cotas finales promedios para el embalse Amaluza, así se puede observar que a pesar de que la cota se encuentra en 1986 msnm en el mes de marzo superior a límite inferior que es 1985 msnm, se presenta racionamiento esto se debe a la indisponibilidad de potencia por mantenimientos programados en las centrales hidroeléctricas y térmicas. 77 1992 1991 1990 m 1989 msnm 1988 1987 1986 1985 1984 1983 Jan09 Feb09 Mar09 Apr- May09 09 JunAug- SepJul-09 09 09 09 Oct09 Nov09 Dec09 PAUTE 1988 1990 1986 1986 1987 1991 1991 1989 1986 1989 1986 1987 Fig. 4.9. Cotas finales promedios año 2009 Caso 2 El consumo de combustible en las centrales térmicas para el caso de estudio presenta altos consumos de fuel oil principalmente en los meses de enero – marzo y diciembre esto se debe a que las centrales térmicas deben satisfacer la demanda especialmente en punta por falta de agua en el embalse de Amaluza, también por los bajos caudales que se presentan en el período seco de octubre – marzo. 16000 miles de unidades 14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0 Jan-09 Feb09 MarMayAugApr-09 Jun-09 Jul-09 09 09 09 Diesel 8612 8193 8896 4579 3409 3126 2932 3164 3503 Fuel Oil 15131 13539 13981 7004 7942 4951 6247 6388 8298 229 253 0 0 189 261 Nafta 2 122 677 132 Sep09 Oct09 Nov09 Dec09 3740 3943 4323 4514 7671 12032 33 222 Fig. 4.10. Proyección del Consumo de Combustible Caso 2 78 Los resultados que se presentan en 200 series hidrológicas simuladas en el año 2009 para el caso 2 se resumen en la tabla 4.8. Tabla 4.8 Probabilidad de Racionamiento año 2009 Caso 2 2009 Déficit (GWh) Prob. de Déficit(%) Desv. Estándar Cota(m.s.n.m) Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov 0 0 21.78 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.50 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.12 0 0 1988 1990 1986 1986 1987 Dic 1991 1991 1989 1986 1989 1986 1987 El déficit que se presenta en el mes de marzo es de 21,78 GWh de 1438 GWh de la demanda total, la probabilidad de racionamiento de energía aumenta mucha más si suceden hidrologías muy secas, que hacen disminuir la cota adecuada del embalse Amaluza para la operación de la central hidroeléctrica Paute. Por lo tanto, no se debe evaluar la situación de abastecimiento únicamente en base a afluencias a los caudales, sino también por la probabilidad de existencia de combustible para las centrales térmicas. 4.5.3. CASO 3: RESTRICCIÓN DE COMBUSTIBLES En el caso 3; se mantiene los escenarios de demanda y generación similar al caso 2; más se considera que existe un escenario en la restricción de combustible de acuerdo al obtenido en el numeral 4.2 debido a que la realidad indica que la logística de abastecimiento de combustibles al sector eléctrico por parte de PETROCOMERCIAL presenta limitaciones; así se ha utilizado el siguiente consumo total mensual por tipo de combustible en el programa SDDP como lo indica la tabla 4.4. El caso 3 permite representar un escenario que muestre las debilidades que presenta el sistema electro energético como se ha presentado en años anteriores respecto a las afluencias para los embalses de las centrales hidráulicas y abastecimiento de combustibles, situación que se desprende al analizar los informes de la operación del sistema tanto del CONELEC y CENACE. 79 45.0% 40.0% Riesgo de Racionamiento (%) 35.0% 30.0% 25.0% 20.0% 15.0% 10.0% 5.0% 0.0% Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic CASO3 11.0 4.0% 42.5 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.5% 0.0% 0.5% 1.0% Fig. 4.11. Riesgo de Racionamiento Caso 3 En la figura 4.11 se puede observar que los racionamientos para este caso se presentan en los meses de enero con un 11%, febrero 4%, marzo 42,5%, septiembre y noviembre con 0,5%, finalmente el índice se presenta en el mes de diciembre a 1%, los meses de enero – marzo presentan mayor porcentaje de racionamiento debido al período seco que se presenta en la zona amazónica en la cual se encuentra la mayor cantidad de centrales hidroeléctricas, además de la indisponibilidad de combustible para las centrales térmicas para abastecer la demanda por falta de agua en las centrales hidráulicas estos son los principales factores que indican que exista el posible racionamiento de energía eléctrica en el sistema. La figura 4.12 presenta las cotas finales promedias que se estiman para el embalse Amaluza en el período de estudio para este caso después de haber simulado el sistema presentan índices favorables para el período abril septiembre a excepción del mes de enero y marzo, septiembre, noviembre y diciembre el cual presenta una reducción de la cota en el embalse, confirmando así el riesgo de estimar racionamientos de energía en estos meses. En el mes de febrero se presentan favorables cotas sin embargo el déficit que se presenta 80 se debe a la indisponibilidad de las centrales del parque generador por mantenimientos programados de sus unidades 1992.0 1991.0 1990.0 m msnm 1989.0 1988.0 1987.0 1986.0 1985.0 1984.0 1983.0 Jan- Feb- Mar- Apr- May- Jun09 09 09 09 09 09 Jul- Aug- Sep- Oct- Nov- Dec09 09 09 09 09 09 PAUTE 1985. 1989. 1986 1986 1987 1991 1991 1989 1986 1989 1986 1987 Fig. 4.12. Cotas finales promedios año 2009 Caso 3 En la figura 4.13 se presentan los consumos de combustibles para el caso de estudio los cuales se producen con mayor consumo en los meses de Enero a marzo especialmente para las unidades que consumen fuel oil con un total de 12.000 miles de galones mensuales, siendo está cantidad la entregada mensualmente por Petrocomercial para el sector eléctrico, lo cual no es suficiente en los meses de enero y febrero presentándose racionamientos de energía en estos meses por falta de combustible, añadiendo a esto la indisponibilidad de potencia por mantenimientos y a los bajos caudales que se presentan es evidente que la demanda no puede ser abastecida en su totalidad. En la figura 4.13 se puede observar que en los meses de enero - marzo se consumo los tres tipos de combustible casi en su totalidad por lo que se debería tomar medidas tendientes al abastecimiento de combustible en estos meses 81 14000 Miles de unidades 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0 Jan-09 Diesel Feb09 MarAugMayJun-09 Jul-09 Apr-09 09 09 09 Sep09 Oct09 Nov09 Dec09 6699.1 6564.5 5644.8 609.66 654.98 507.16 573.86 417.06 646.3 527.27 588.86 490.1 Fuel Oil 12000 12000 11347 9016.9 7548.8 7321 8460.8 9161.8 3825.5 4780.2 10568 10421 Nafta 1029.8 465.97 1318.5 29.122 92.035 129.46 0 0 176.32 0 0 0 Fig. 4.13. Proyección del Consumo de Combustibles año 2009 Caso 3 Los resultados que se presentan en 200 series hidrológicas simuladas en el año 2009 para el caso 3 se resumen en la tabla 4.9. Tabla 4.9 Probabilidad de Racionamiento año 2009 Caso 3 2009 Déficit (GWh) Prob. de Déficit (%) Desv. Estándar Cota(m.s.n.m) Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic 156 51.3 617.1 0 0 0 0 0 6.85 0 6.96 14.7 11 4 43.0 0 0 0 0 0 1 0 1 1 1.18 0.43 0.9 0 0 0 0 0 0.28 0 0.28 0.38 1988 1990 1986 1986 1987 1989 1986 1989 1986 1987 1991 1991 Los resultados que se presentan en la tabla 4.8 indican déficits de energía en los meses de Enero – Marzo, septiembre, noviembre y diciembre. El mes de marzo presenta un mayor déficit de 61.7 GWh de los 1438 GWh de la demanda total. La desviación estándar para este mes es 0.9 menor, respecto al mes de enero con 1.18 esto significa que la probabilidad de racionamiento de energía aumenta especialmente por las condiciones hidrológicas que se presentan en los meses de octubre 2008 marzo 2009, además, por la falta de combustible para las centrales térmicas, 82 4.5.4. CASO 4: VARIACIÓN DE LA DEMANDA Este caso realiza la simulación del sistema considerando la variación del pronóstico de la demanda mediante un índice de crecimiento de 3,9% en energía el cual es estimado por el CONELEC para una proyección de demanda menor (ver anexo 2), a fin de representar las perspectivas de crecimiento económico del país mostradas por los diferentes organismos nacionales e internacionales especializados; mientras que el escenario de la oferta se considera el simulado en el caso 3. La figura 4.14, presenta los índices de probabilidad de racionamiento en los meses de enero 4%, febrero 1,5% y en marzo con 29,5%, los cuales son inferiores respecto a los resultados obtenidos en el caso 3, lo que significa que a pesar de existir un crecimiento mínimo en la demanda para el año 2009 las centrales de generación no pueden abastecer la demanda, por lo que el ingreso de nuevos proyectos de generación deben ser prioritarios en el sistema nacional interconectado. 35.0% Riesgo de Racionamiento (%) 30.0% 25.0% 20.0% 15.0% 10.0% 5.0% 0.0% 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 CASO4 4.0% 1.5% 29.5 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.5% 0.0% 0.0% 0.5% Fig. 4.14. Riesgo de Racionamiento Caso 4 El combustible que Petrocomercial debe entregar al sector eléctrico para las centrales térmicas las cuales deben abastecer la demanda cuando las centrales hidráulicas no tienen suficiente agua para generar, se puede observar 83 en la figura 4.15 el cual se presenta mensualmente la cantidad del consumo de combustibles para el período de análisis, identificándose que el uso intensivo se presenta en los meses de enero - marzo y diciembre con doce y once millones de galones de fuel oil respectivamente si a esto se suma la indisponibilidad por mantenimientos programados y los caudales bajos especialmente en el principales centrales hidroeléctricas el racionamiento de energía se produciría en estos meses por falta de energía y potencia. 14000 miles de unidades 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0 Jan-09 Diesel Feb09 MarMayAugApr-09 Jun-09 Jul-09 09 09 09 SepDecOct-09 Nov-09 09 09 6696.2 7535.7 6218.4 646.28 751.79 511.42 663.83 540.96 684.09 661.12 661.32 797.15 Fuel Oil 12000 12000 11477 9317.4 8078.1 7734.6 8694.8 9300.1 3919.2 5232 10552 11079 Nafta 1496.1 558.53 1318.5 143.32 134.97 273.93 75.118 0 286.64 4.9226 97.415 0 Fig. 4.15. Proyección del Consumo de Combustibles año 2009 Caso 4 La figura 4.16 presenta las cotas del embalse Amaluza las cuales presentan niveles bajos en los meses de enero, marzo, septiembre y noviembre sin embargo a pesar que la cota es superior a los 1985 msnm, el índice de racionamiento está presente en estos meses 84 1992.0 1991.0 1990.0 1989.0 m msnm 1988.0 1987.0 1986.0 1985.0 1984.0 1983.0 1982.0 Jan- Feb- Mar- Apr- May- Jun09 09 09 09 09 09 Jul09 Aug- Sep- Oct- Nov- Dec09 09 09 09 09 PAUTE 1985. 1988. 1986 1986 1987 1991 1991 1989 1985 1989 1985 1986 Fig. 4.16. Cotas finales promedios año 2009 Caso 4 Los resultados que se presentan en 200 series hidrológicas simuladas en el año 2009 para el caso 4 se resumen en la tabla 4.10. Tabla 4.10 Probabilidad de Racionamiento año 2009 Caso 4 2009 Déficit (GWh) Prob. de Déficit (%) Desv. Estándar Cota(m.s.n.m) Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic 55.8 18.9 420 0 0 0 0 0 6.72 0 0 7.21 4 1.5 29.5 0 0 0 0 0 0.5 0 0 0.5 0.73 0.36 0.82 0 0 0 0 0 0.14 0 0 0.35 1988 1990 1986 1986 1987 1991 1991 1989 1986 1989 1986 1987 La restricción que se presenta en la demanda para este caso de estudio, hacen que el déficit presente en el mes de marzo disminuya respecto al caso 3, igual sucede en el resto de meses en los cuales se presentaron racionamientos de energía, sin embargo los déficits están presentes por las secuencias hidrológicas y las limitaciones de acumulación de agua en los embalses, las desviaciones estándar presentadas en la tabla 4.10 son pequeñas, lo que indica que existen secuencias hidrológicas ocultas que alteran el resultado promedio. 85 4.5.5. COMPARACIÓN DE LOS CASOS 1 a 4 La figura 4.17 presenta los porcentajes de racionamiento en cada caso estableciéndose como críticos los casos 3 y 4 los cuales presentan restricciones tanto de generación térmica como hidráulica, además de la demanda. 45.0% 40.0% Riesgo de Racionamiento (%) 35.0% 30.0% 25.0% 20.0% 15.0% 10.0% 5.0% 0.0% Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic caso 1 0.0% 0.0% 0.5% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% caso 2 0.0% 0.0% 1.5% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% caso 3 11.0% caso 4 4.0% 4.0% 1.5% 42.5% 29.5% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.5% 0.5% 0.0% 0.0% 0.5% 0.0% 1.0% 0.5% Fig. 4.17. Riesgo de Racionamiento en los Cuatro Casos Los porcentajes estimados como probables para la ocurrencia de racionamiento en cada uno de los casos se deben a la variabilidad hidrológica principalmente, así se pueden apreciar en la figura anterior que estos se presentan en el período seco de octubre – marzo siendo el más critico de estos caso el tercero debido a las restricciones planteadas las cuales se presentan con frecuencia en el Sistema Nacional Interconectado. Por otro lado la falta de combustible para las centrales térmicas por parte de Petrocomercial hace que aumentan el riesgo de estimar el racionamiento debido a que la indisponibilidad de combustible para la generación térmica, lo cual no permite cubrir la demanda especialmente en la demanda de punta. Los índices de racionamientos presentados con está metodología permiten tomar medias preventivas y correctivas en nuevas políticas energéticas a futuro que ayuden a mitigar los problemas de racionamientos de energía eléctrica. 86 El consumo medio anual de combustible para cada uno de los casos se aprecia en la figura 4.18 en la cual se presenta un alto consumo de fuel oil incrementándose el uso de centrales térmicas para satisfacer la demanda. El consumo de combustible para los casos 1 y 2 presentan altos consumos en fuel oil y diesel debido a que no se utilizo restricción de combustible para simulación de estos casos señalando con esto que todas las centrales térmicas tienen el combustible necesario para abastecer la demanda, sin embargo Petrocomercial siendo el abastecedor del combustible tiene limitaciones, las cuales representadas en los casos 3 y 4 presentan menor consumo de diesel para las centrales que funcionan con este tipo de combustible lo que significa que se reducirá la potencia de las unidades y algunas quedaran fuera de servicio debido a la indisponibilidad del combustible. 10000 9000 8000 7000 Miles de Galones 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 Diesel Fuel Oil Nafta Caso 4 2197 9115 366 Caso 3 1994 8871 270 Caso 2 4868 8975 177 Caso 1 4868 8891 177 Fig. 4.18. Combustible Promedio año 2009 en los Cuatro Casos 87 CAPÍTULO 5: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 5.1. Conclusiones • La modelación del sistema eléctrico ecuatoriano, para realizar el estudio de establecimiento de riesgo de racionamiento, requiere la representación en detalle de los componentes de generación y transmisión existentes en la actualidad y los proyectados, así como la proyección de demanda durante el 2009. • Los resultados de las simulaciones con el modelo SDDP, han demostrado la factibilidad de la aplicación de los algoritmos genéticos basados en inteligencia artificial, a la programación de la generación hidrotérmica de mediano plazo. • La metodología para estimar la probabilidad de racionamiento en el sistema nacional interconectado, permite tomar decisiones a las entidades del sector eléctrico a fin de impedir y/o reducir el efecto de realizar racionamiento de energía eléctrica. • La regulación establece un procedimiento de cortes de energía para los racionamientos, sin embargo no permite la distribución del racionamiento en forma adecuada, por los porcentajes que se utilizan los cuales no están representados en forma equitativa para cada distribuidora, lo que promueve una desmotivación para las empresas distribuidoras que desean brindar un producto de calidad a sus abonados. • La planificación a mediano plazo implica existencia de incertidumbre asociada a los parámetros de entrada, lo que proporciona señales técnicas y/o económicas que pueden ser utilizadas en la operación de corto plazo, permitiendo disminuir el riesgo del déficit, tomando medidas preventivas y correctivas. • La variabilidad de la hidrología y la indisponibilidad de combustible en las centrales de generación, junto con el crecimiento de la demanda aumentan el riesgo de racionamiento de energía 88 eléctrica en el país, especialmente en el período de enero – marzo. • La utilización de modelos como el SDDP resulta de gran importancia, ya que permiten un uso más eficiente de los recursos energéticos, encontrando buenas soluciones a través de una implementación menos compleja. • El suministro de combustibles para el sector eléctrico ecuatoriano tiene limitaciones, es así que el escenario propuesto en el caso 3 muestra las debilidades del sistema electro energético, cuando se presenta bajos caudales a las centrales hidráulicas, lo que hace necesario generar con centrales térmicas que utilizan diesel y nafta especialmente en la horas de demanda máxima. • Los sistemas de generación de energía eléctrica están sujetas a importantes fuentes de incertidumbre, destacándose, de entre ellas, las condiciones hidrológicas, la evolución de la demanda, los precios de los combustibles y la disponibilidad de los grupos hidráulicos y térmicos. • La salida forzada de la Central Agoyán, y eminentemente la salida de la Central San Francisco, por el fenómeno eruptivo del volcán Tungurahua, combinada con la indisponibilidad de la unidad de mayor capacidad del sistema, producen un alto índice de riesgo de racionamiento de energía eléctrica en el país. • El problema de optimización con consideración de la incertidumbre incrementa enormemente la capacidad de cálculo necesaria para resolverlo. Por este motivo en este proyecto se ha utilizado la programación dinámica dual estocástica, la cual es capaz de aproximar la solución del problema de forma iterativa, consiguiendo ahorros computacionales importantes. 89 5.2. Recomendaciones • Ofrecer mejores garantías a las inversiones a fin de reducir el riesgo del sector privado y con ello asegurar el suministro a largo plazo. • Fomentar una política integral para el ahorro y uso racional de energía que promueva la utilización de los recursos energéticos nacionales a la vez que disminuya la importación de combustibles. • Incrementar la participación de generación a partir de fuentes renovables para mejorar la sustentabilidad a largo plazo. • La política energética del régimen actual no incentiva la inversión, es por esto que se necesita la promulgación de una ley eléctrica que permita el retorno adecuado a las inversiones de construcción de nuevas centrales de generación, especialmente hidroeléctricas. • Se recomienda la utilización de esta metodología para establecer el riesgo de racionamiento en períodos siguientes, debido a que se acopla fácilmente a las condiciones operativas del sistema eléctrico ecuatoriano. 90 Bibliografia [1] CONELEC, “Estadísticas 2000 – 2007”, Capítulo 4, “Demanda Eléctrica”. Disponible en: http://www.conelgov.ec/ [2] CENACE, “Estadísticas Planes Anuales 2000 - 2007”, Centro Nacional de Control de Energía. Disponible en: http://www.cenace.org.ec/dwload5.asp?id=65 [3] Revista Industrias, “El costo de operación del sistema si se puede reducir”, edición 2004.Disponible en: http://www.cig.ec/ [4] E. Minder, “Modelación Hidrológico en el Sistema Interconectado Central”, Pontifícia Universidad Católica de Chile, Santiago de Chile, 1997. [5] Instituto Acende Brasil/PSR, “Programa Energía transparente”, 1 edición, Abril 2007. Disponible en: http//www. acendeBrasil.com.br [6] L. Fortunato, “Introducao ao Planejamiento do Expansao e Operacao de Sistemas e Operacao de Energia Eléctrica”, et al. Electrobras, 1990. [7] Manual de Usuario, “Modelo SDDP” versión 9.13, Diciembre 2003 [8] Manual de Metodología, “Modelo SDDP” versión 9.13, Agosto 2003 [9] J. Oscullo, “Pago de Potencia a través de Opciones”, Universidad Andina Simón Bolívar, Quito, 2008. [10] Boletín Económico – Corporación Centro de Estudio y Análisis, “El Sector Eléctrico”, Disponible en: http://www.ccq.org.ec/ 91 [11] E. Gil, “Programación de la Generación de corto plazo en sistema hidrotérmicos usando algoritmos genéticos”, Universidad Técnica Federico santa Maria, Valparaíso, diciembre 2001. [12] I. Sanchiz “Herramienta de Planificación a Mediano Plazo de la Operación de la generación: Aplicación al Sector eléctrico Español”, Universidad Pontifica Comillas Madrid, junio 2005 [13] Consejo de Electrificación de América Latina, “Plan Indicativo Regional de Expansión de la Generación”, abril 2007 [14] Ministerio de Electricidad y Energías Renovables, “Políticas y Estrategias para el Cambio de la Matriz Energética del Ecuador”, enero 2008 [15] P. Serna “Proyección de la Demanda: Antecedentes, necesidad e Importancia”, Universidad Nacional de Colombia, Manizales, febrero 2003 92 Anexo 1 Centrales de Generación Eléctrica del S.N.I. 93 PARQUE GENERADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO ECUATORIANO AÑO 2009 1. UNIDADES DE GENERACION HIDRAULICAS 1.1 GENERADORES TIPO: EMBALSE N° UNIDAD POTENCIA EFECTIVAS MAZAR U1 U2 U3 U4 U5 U6 U7 U8 U9 U10 U1 U2 U1 U2 U3 U1 105 105 105 105 105 115 115 115 115 115 35 35 70 70 70 00 MAZAR U2 00 EMPRESA 1 HIDROPAUTE 2 HIDROAGOYAN 3 HIDRONACION 4 HIDROPAUTE CENTRAL PAUTE PAUTE PAUTE PAUTE PAUTE PAUTE PAUTE PAUTE PAUTE PAUTE PUCARA PUCARA M.LANIADO DE WIND TOTAL 1515 1.2 GENERADORES TIPO: PASADA N° EMPRESA 1 ELECAUSTRO 2 HIDROAGOYAN 3 E.EQUITO CENTRAL SAYMIRIN SAYMIRIN SAYMIRIN SAYMIRIN SAYMIRIN SAYMIRIN SAUCAY SAUCAY SAUCAY SAUCAY AGOYAN AGOYAN CUMBAYA CUMBAYA CUMBAYA CUMBAYA NAYON NAYON GUANGOPOLO GUANGOPOLO GUANGOPOLO GUANGOPOLO GUANGOPOLO UNIDAD POTENCIA EFECTIVAS U1 U2 U3 U4 U5 U6 U1 U2 U3 U4 U1 U2 U1 U2 U3 U4 U1 U2 U1 U2 U3 U4 U5 1,25 1,25 1,95 1,95 4 4 4 4 8 8 78 78 10 10 10 10 15 15 2 2 1,7 1,7 2 94 4 E.E.RIOBAMBA 5 ELEPCOSA 6 EMELNORTE 7 E.E.R.C.N.S.A. 8 EMELBO 9 10 11 EMAAP-Q ECOLUZ HIDROABANICO 12 HIDALGO E HIDALGO 13 E.E.R.SUR 14 HIDROPASTAZA GUANGOPOLO PASOCHOA PASOCHOA LOS CHILLOS LOS CHILLOS RIO BLANCO ALAO ALAO ALAO ALAO ILLUCHI I ILLUCHI I ILLUCHI I ILLUCHI I ILLUCHI II ILLUCHI II EL AMBI EL AMBI SAN MIGUEL DE CAR LA PLAYA LA PLAYA LA PLAYA LA PENINSULA LA PENINSULA LA PENINSULA LA PENINSULA CHIMBO CHIMBO EL CARMEN ELUZLO ABANICO SIBIMBE SIBIMBE CARLOS MORA CARLOS MORA CARLOS MORA SAN FRANCISCO U6 U1 U2 U1 U2 U1 U1 U2 U3 U4 U1 U2 U3 U4 U1 U2 U1 U2 U1 U1 U2 U3 U1 U2 U3 U4 U1 U2 U1 U1 U1 U1 U2 U1 U2 U3 U1 SAN FRANCISCO U2 TOTAL 11,52 2,25 2,25 0,89 0,59 3 2,6 2,6 2,6 2,6 0,6 0,6 1,4 1,4 2,5 2,5 4 4 2,94 0,41 0,41 0,41 0,5 0,5 0,5 1,5 0,45 0,9 8 2 15,4 7,5 7,5 0,6 0,6 1,2 108 108 589,02 2. UNIDADES DE GENERACION TERMICAS 2.1 GENERADORES TIPO: VAPOR N° 1 2 3 4 5 6 EMPRESA CENTRAL UNIDAD POTENCIA EFECTIVAS 132,5 133 71,2 71,2 33 TERMOESMERALDAS ELECTROGUAYAS ELECTROGUAYAS ELECTROGUAYAS CATEG-G ESMERALDAS TRINITARIA G.ZEVALLOS G.ZEVALLOS ANIBAL SANTOS U1 TV1 TV3 TV2 VAPOR ULYSSEAS INC. POWER BARGE U1 TOTAL 22 462,9 2.2 GENERADORES TIPO: BUNKER 95 N° EMPRESA 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 ELECAUSTRO ELECAUSTRO ELECAUSTRO ELECAUSTRO TERMOPICHINCHA TERMOPICHINCHA TERMOPICHINCHA TERMOPICHINCHA TERMOPICHINCHA TERMOPICHINCHA E.E.QUITO E.E.QUITO E.E.QUITO E.E.QUITO E.E.QUITO 16 E.E.QUITO UNIDAD POTENCIA EFECTIVAS EL DESCANSO EL DESCANSO EL DESCANSO EL DESCANSO GUANGOPOLO GUANGOPOLO GUANGOPOLO GUANGOPOLO GUANGOPOLO GUANGOPOLO G. HERNANDEZ G. HERNANDEZ G. HERNANDEZ G. HERNANDEZ G. HERNANDEZ U1 U2 U3 U4 U1 U2 U3 U4 U5 U6 U1 U2 U3 U4 U5 4,3 4,3 4,3 4,3 5,2 5,2 5,2 5,2 5,2 5,2 5,2 5,2 5,2 5,2 5,2 G. HERNANDEZ U6 5,2 CENTRAL TOTAL 79,6 2.3 GENERADORES TIPO: GAS N° EMPRESA 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 ELECTROQUIL ELECTROQUIL ELECTROQUIL ELECTROQUIL CATEG-G TERMOPICHINCHA TERMOPICHINCHA TERMOPICHINCHA CATEG-G ELECTROGUAYAS CATEG-G CATEG-G CATEG-G CATEG-G CATEG-G INTERVISA TRADE MACHALA POWER 18 MACHALA POWER UNIDAD POTENCIA EFECTIVAS ELECTROQUIL ELECTROQUIL ELECTROQUIL ELECTROQUIL A.TINAJERO SANTA ROSA SANTA ROSA SANTA ROSA A.TINAJERO G.ZEVALLOS A.SANTOS A.SANTOS A.SANTOS A.SANTOS A.SANTOS VICTORIA MACHALA U1 U2 U3 U4 U1 U3 U2 U1 U2 U4 U5 U6 U1 U2 U3 U2 UA 45 45 46 45 46,5 16,8 16,9 16,8 34 20 18 18 20,5 20,5 20,5 102 69,2 MACHALA UB 65 CENTRAL TOTAL 665,7 2.4 GENERADORES TIPO: DIESEL N° 1 2 3 4 5 6 EMPRESA E.E.QUITO E.E.QUITO E.E.QUITO EMELORO EMELORO EMELORO CENTRAL LULUNCOTO LULUNCOTO LULUNCOTO EL CAMBIO EL CAMBIO MACHALA UNIDAD POTENCIA EFECTIVAS U11 U12 U13 U3 U4 U4 2,7 2,8 2,7 4,4 4,2 2 96 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 EMELORO ELECTROGUAYAS E.E.R.SUR E.E.R.SUR E.E.R.SUR E.E.R.SUR E.E.R.SUR E.E.R.SUR E.E.R.SUR E.E.R.SUR EMELESA EMELESA EMELNORTE EMEPE EMEPE EMEPE EMEPE EMEPE EMEPE EMELBO E.E.RIOBAMBA EMELMANABI EMELMANABI EMELMANABI EMELMANABI EMELMANABI EMELMANABI EMELMANABI EMELMANABI EMELMANABI EMELMANABI EMELMANABI EMELMANABI EMELMANABI E.E.AMBATO E.E.AMBATO E.E.AMBATO E.E.MILAGRO E.E.MILAGRO E.E.MILAGRO ELECAUSTRO ELECAUSTRO ELECAUSTRO ELECAUSTRO ELECAUSTRO ELECAUSTRO EMELRIOS EMELRIOS EMELRIOS MACHALA E.GARCIA CATAMAYO CATAMAYO CATAMAYO CATAMAYO CATAMAYO CATAMAYO CATAMAYO CATAMAYO LA PROPICIA LA PROPICIA SAN FRANCISCO LIBERTAD LIBERTAD LIBERTAD LIBERTAD PLAYAS POSORJA GUARANDA RIOBAMBA MIRAFLORES MIRAFLORES MIRAFLORES MIRAFLORES MIRAFLORES MIRAFLORES MIRAFLORES MIRAFLORES MIRAFLORES MIRAFLORES MIRAFLORES MIRAFLORES MIRAFLORES LLIGUA LLIGUA BATAN MILAGRO MILAGRO MILAGRO MONAY MONAY MONAY MONAY MONAY MONAY C.INDUSTRIAL C.INDUSTRIAL C.INDUSTRIAL U5 TV5 U2 U4 U5 U6 U7 U8 U9 U10 U1 U2 U1 U1 U9 U10 U11 U4 U5 U1 U1 U3 U7 U8 U9 U10 U11 U12 U13 U14 U15 U16 U18 U22 U1 U2 U3 U5 U6 U7 U1 U2 U3 U4 U5 U6 U1 U2 U3 56 EMELRIOS C.INDUSTRIAL U4 TOTAL 2 96 1 1,2 1,2 2,5 2,5 2,4 2,2 2,2 3,6 3,6 1,8 2 3 2 2 0,7 1,8 1,1 2 2 2 2 2 2 5 0 2 2 2 2 2 2 1,8 1,5 1 2 2 2 1,1 1,1 1,1 1,1 1,1 1.1 2,9 2,9 2,9 2,9 211,1 97 3. AUTOPRODUCTORES N° EMPRESA CENTRAL 1 2 3 INGENIO SAN CARLOS ECOELECTRIC ECUDOS INGSCA ECOELE ECUDOS 4 CEMENTO SELVA ALEGRE CEMSALEG 5 6 EMAAP-Q ECOLUZ RECUPERADORA ELUZPA UNIDADES - U1 POTENCIA EFECTIVAS 15 6 18.5 5 44,5 10 3 13 TOTAL 102 4. INTERCONEXIONES N° PAIS NIVEL VOLTAJE POTENCIA EFECTIVAS 1 2 3 COLOMBIA COLOMBIA COLOMBIA 138 230 230 15 250 250 3 PERU 230 80 TOTAL TOTAL GENERACIÓN 595 3774.32 Tabla 5.1 Parque Generador del Sistema Eléctrico Ecuatoriano [2] 98 Anexo 2 Proyección de la Demanda 99 Demanda La proyección de demanda para el presente estudio se consideran los escenarios de crecimiento medio y menor de la demanda del plan maestro que el CONELEC proyecta, el cual se presenta en las tablas en los que constan los valores de demanda mensual de energía en bornes de generación Tabla 5.2 Proyección de demanda escenario medio [1] 2007 2008 2009 2010 Ene 1310 1368 1424 1485 Feb 1181 1234 1336 1340 Escenario de Crecimiento Medio Mar Abr May Jun Jul Ago Sep 1324 1288 1335 1283 1309 1298 1261 1382 1345 1395 1340 1367 1355 1317 1438 1396 1446 1392 1419 1407 1367 1501 1460 1514 1455 1484 1471 1429 Oct 1316 1375 1431 1492 Nov 1294 1352 1406 1468 Dic 1357 1417 1473 1538 Tabla 5.3 Proyección de bloques para el SDDP escenario medio Año Bloq Ene Feb Mar Abr 2009 1 87. 82. 87. 86. 2009 2 299. 263. 299. 298. 2009 3 452. 410. 468. 448. 2009 4 453. 410. 467. 449. 2009 5 131. 118. 131. 130. May 86. 301. 466. 466. 134. Jun Jul 85. 86.3 288.5 290. 434.8 438.1 434. 437.2 127.4 127. Ago Sep 86. 85. 293. 287.5 443. 435. 440. 435. 128. 127. Oct 86. 305. 450. 452. 129. Nov 89.1 296.2 442.7 437.6 125.5 Dic 91. 315. 463. 464. 137. Tabla 5.4 Proyección de demanda escenario menor [1] 2007 2008 2009 2010 2011 Ene 1310 1381 1452 1528 1604 Feb 1181 1246 1362 1378 1447 Escenario de Crecimiento Menor Mar Abr May Jun Jul Ago Sep 1324 1288 1335 1283 1309 1298 1261 1396 1358 1408 1353 1380 1369 1330 1466 1423 1475 1419 1447 1435 1394 1544 1502 1558 1497 1527 1514 1471 1621 1577 1636 1572 1603 1589 1544 Oct 1316 1388 1459 1536 1612 Nov 1294 1365 1433 1510 1585 Dic 1357 1431 1502 1583 1662 Tabla 5.5 Proyección de bloques para el SDDP escenario menor Año Bloq Ene Feb Mar Abr 2009 2009 2009 2009 2009 83.5 267.9 417.6 417.6 120.2 88.8 305.3 477.9 476.9 133.8 88.1 88 87.4 88.6 87.9 87.2 87.9 305.4 308 296.8 297.8 299.6 295 311.7 459.1 476.9 447.3 449.9 453 446.4 459.9 460.2 476.9 446.5 449 449.9 446.4 462 133.2 137.1 131.1 130.4 130.9 130.3 131.8 1 2 3 4 5 88.1 302.9 457.9 458.9 132.7 May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic 91.1 302.8 452.6 447.4 128.3 92.8 321.3 472.3 473.3 139.7 100 Anexo 3 Algoritmo Matemático del SDDP 101 ALGORITMO DE LA PROGRAMACIÓN DINÁMICA DUAL ESTOCÁSTICA SDDP [8] La presentación del algoritmo SDDP se realiza en dos partes. En la primera parte se presenta el seudo código y en la segunda parte se describe detalladamente cada paso del algoritmo junto con una explicación ampliada del seudo código20. Seudo Código del Algoritmo SDDP For iter = 1, itermax For t = 2,T For l = 1,L v1 = vo a1 = ao Discretizar el volumen de los embalses desde el 100% hasta 0% en L intervalos. a tl = Φ t −1 xa tl−1 + Λ t xξ tl Next l Next t ‘******************************************************************* ‘Cálculo de la Función de Costo Futuro FCF aproximada ‘******************************************************************* For = T, 1 For l = 1, L For n = 1, N atln = Φ t −1 * atl −1 + Λ t * ξ tn wtln = Min z t (et ) + α t +1 Sí t = T entonces 20 α t +1 = 0 Cabe mencionar que éste algoritmo proporciona PSR Power System Reserch. 102 s.a : vt (i ) + st (i ) + u t (i ) − ∑ [s (m) + u (m)] = v (i ) + a (i ) t t l t −1 m∈M i ln t π vln (i ) t −1 0 ≤ vt (i ) ≤ v t (i ) π vlnt (i ) 0 ≤ u t (i ) ≤ u t (i ) π ulnt (i ) et (i ) = ρ (i )u t (i ) Next n φ vl = t −1 φ al t −1 = wtl = N 1 N ∑π 1 N ∑φ 1 N n =1 N n =1 N ln vt −1 ln at −1 ∑w ln t n =1 rtl−1 = wtl − φ vlt −1 × vtl−1 − φ al t −1 × atl−1 α tl−1 (vtl−1 , atl−1 ) ≥ φ vl × vt −1 + φ al × at −1 + rtl−1 t −1 t −1 Next l Next t ‘*************************************************** ‘Cálculo de límites para el criterio de parada ‘*************************************************** ‘Cálculo del límite inferior ‘*************************************************** Para t = 1 y v = vo w1l = Min J ∑ c ( j )g ( j ) + cδ δ 1 1 t + α1 j =1 Sujeto a todas las restricciones operativas w= 1 L l ∑ w1 L l =1 ‘******************************* ‘Cálculo del límite superior ‘******************************* 103 For t = 1,T For l = 1,L Sí t = 1 entonces vt = vo z t (et ) + α t +1 wtl = Min s.a : vt (i ) + st (i ) + u t (i ) − ∑ [s (m) + u (m)] = v (i ) + a (i ) t t l t −1 l t m∈M i 0 ≤ vt (i ) ≤ v t (i ) 0 ≤ u t (i ) ≤ u t (i ) et (i ) = ρ (i )u t (i ) I I α t +1 − ∑ φ vp (i ) × vt (i ) ≥ ∑ φ ap (i ) × atl (i ) + rt p i =1 t i =1 t α t +1 ≥ 0 Next l Next t ‘******************************************************************* ‘z es el costo operativo térmico, es decir sin el costo futuro .’****************************************************************** T z l = ∑ z tl t =1 w= 1 L l ∑z L j =1 σw = 1 L2 L ∑ (z l −w ) 2 l =1 *********************************** ‘Intervalo de confianza al 95% ************************************ [w − 1.96σ w , w + 1.96σ w ] Sí w − 1.96σ ≤ w ≤ w + 1.96σ entonces STOP w w Si no 104 Next iter. DESCRIPCIÓN DEL ALGORITMO SDDP Selección del conjunto inicial de estados En la primera iteración se requiere L estados iniciales. Para cada etapa t el l l estado (vt −1 , a t −1 ) representa las condiciones iniciales de almacenamiento y afluencias, para l = 1,..., L. Estados Iniciales de Almacenamiento El estado inicial de almacenamiento para la etapa t =1 es un dato conocido, igual a vo para cada uno de los L estados. Los estados iniciales de almacenamiento { vt -l 1 }, l = 1, ... , L y t = 2, ..., T se obtienen dividiendo la capacidad del embalse en L valores. Por ejemplo, si L = 5, los estados de almacenamiento serían 100%, 75%, 50%, 25% y 0%. Estados Iniciales de Afluencias La condición hidrológica inicial a0 es un dato conocido. Los estados iniciales de afluencias anteriores {at l-1,} l = 1, ... ,L se obtienen generando un conjunto de L secuencias hidrológicas para las etapas t = 2, ..., T. El proceso de generación l consiste en sortear aleatoriamente un vector de ruidos ξ t con distribución log- normal de tres parámetros y calcular el vector de afluencias para la etapa t, secuencia l como: a tl = Φ t −1 xa tl−1 + Λ t xξ tl Las matrices afluencias. Φ t −1 Φ t −1 (2.32.) y Λ t contienen los parámetros del modelo estocástico de representa la relación entre las afluencias de una misma central en etapas consecutivas (correlación temporal), mientras Λt representa la relación entre todas las afluencias del sistema en la misma etapa 105 (correlación espacial). En está presentación de la metodología se utiliza un modelo auto-regresivo de orden 1, con el objetivo de simplificar la notación. Se observa que la utilización de modelos de orden mayor que 1 no compromete la eficiencia de la metodología SDDP. Cálculo de la función aproximada de costo futuro La aproximación de la función de costo futuro se construye a través de una recursión en el sentido inverso del tiempo. Para cada etapa t y para cada l l estado (vt −1 , a t −1 ) el siguiente proceso se repite. Generación de N Escenarios de Afluencias Condicionadas Se generan N escenarios de afluencias condicionadas a la afluencia al t −1 , como se muestra a continuación: a tln = Φ t −1 xa tl−1 + Λ t xξ tn donde Φ t −1 y Λt para n = 1,..., N (2.33.) son los parámetros del modelo estocástico de afluencias n para la etapa t, y el vector ξ t se obtiene por un sorteo aleatorio de una distribución log-normal. Solución del Problema Operativo l ln Sea vt −1 el vector de almacenamientos iniciales y a t uno de los vectores de afluencias condicionadas. Se resuelve entonces el problema operativo para la etapa t: wtln = Min z t (et ) + α t +1 s.a : vt (i ) + st (i ) + u t (i ) − 0 ≤ vt (i ) ≤ v t (i ) (2.34.) ∑ [s (m) + u (m)] = v (i ) + a (i ) t m∈M i t l t −1 ln t π vln (i ) t −1 π vlnt (i ) 106 0 ≤ u t (i ) ≤ u t (i ) π ulnt (i ) et (i ) = ρ (i )u t (i ) I I i =1 i =1 α t +1 − ∑ φ vtp (i )xvt (i ) ≥ ∑ φ atp (i )xatln (i ) + rt p π αlnt +1 ( p ) para i = 1, ..., I; para j = 1, ..., J; para p = 1, ..., P(t) donde P(t) es el número de aproximaciones de la función de costo futuro en la etapa t. Inicialmente P(t) = 0. Cálculo de las Derivadas Después de la solución, para cada uno de los escenarios de afluencias condicionadas, se calculan las derivadas de la función objetivo con respecto a l l las condiciones iniciales (v t −1 , a t −1 ) ln l El vector ∂wt / ∂vt −1 representa la variación del costo operativo con respecto a los almacenamientos iniciales. Como estos almacenamientos solo aparecen en la ecuación de balance hídrico, se tiene: ∂wtln = π vlnt −1 ∂vtl−1 (2.35.) π vln es el multiplicador Simplex asociado a la ecuación de balance donde t −1 hídrico del problema 2.36. La variación del costo operativo con respecto a las afluencias anteriores, ∂wtln / ∂a tl−1 se obtiene de la siguiente manera, utilizando la regla de la cadena para obtener la derivada: ∂wtln ∂wtln ∂atln = x ∂atl−1 ∂atln ∂atl−1 (2.36.) 107 ln Dado que a t aparece en la ecuación de balance hídrico y en las restricciones de costo futuro, se tiene: P (t ) ∂wtln ln = π + φ apt * π αlnt +1 ( p ) ∑ v t −1 ∂a tln p =1 (2.37.) l ln ln Para obtener el término ∂at / ∂at −1 , se substituye a t por la expresión 2.35 del modelo estocástico de afluencias. Derivando, se tiene: ∂atln = Φ t −1 ∂atl−1 (2.38.) La derivada deseada se calcula como el producto de las expresiones 2.39 y 2.40: P (t ) ∂wtln ln = [ π + φ apt × π αlnt +1 ( p ) ]× Φ t −1 ∑ vt −1 ∂a tl−1 p =1 (2.39.) Por simplicidad de notación, se define: φ aln = t −1 ∂wtln ∂atl−1 (2.40.) Cálculo de la Aproximación de la Función de Costo Futuro Después de la solución de los N problemas correspondientes a los N l l escenarios condicionados al estado (v t −1 , a t −1 ) y calculadas las derivadas con respecto a las condiciones iniciales para cada escenario n, el valor esperado de estás derivadas está dado por φ vl = t −1 φ al t −1 = N 1 N ∑π 1 N ∑φ n =1 N n =1 ln vt −1 ln at −1 (2.41.) (2.42.) y el valor esperado de la función objetivo es: wtl = 1 N N ∑w n =1 ln t (2.43.) 108 Una aproximación de la función de costo futuro de la etapa anterior t-1 se l obtiene a través de la linealización del valor esperado wt alrededor del estado l l inicial (v t −1 , a t −1 ) α tl−1 (vtl−1 , atl−1 ) ≥ wtl + φ vl × (vt −1 − vtl−1 ) + φ al × (at −1 − atl−1 ) t −1 t −1 (2.44.) Separando los valores conocidos de las variables de decisión y agregando los términos, se tiene: α tl−1 (vtl−1 , atl−1 ) ≥ φ vl × vt −1 + φ al × at −1 + rtl−1 t −1 t −1 (2.45.) l donde rt −1 es un término constante dado por: rtl−1 = wtl − φ vlt −1 × vtl−1 − φ al t −1 × atl−1 (2.46.) Actualización de la Función de Costo Futuro de la Etapa Anterior El procedimiento presentado en 2.4.2.2.4 produce un hiperplano que aproxima la función de costo futuro de la etapa anterior t-1 alrededor del estado inicial (v tl−1 , a tl−1 ) Este proceso se repite para cada estado l, con l = 1, ..., L. De está forma generamos L aproximaciones de la función de costo futuro para la etapa t-1. Estos L nuevos hiperplanos son añadidos al problema de la etapa anterior, por lo tanto P(t-1) ← P(t-1) + L. Cálculo del Límite Inferior El problema operativo se resuelve ahora para la primera etapa, t=1. Los tramos de la función de costo futuro para está etapa fueron obtenidos como se mostró en la sección 2.4.2.2. El valor esperado del costo operativo a lo largo del período de planeamiento se calcula como: w= 1 L l ∑ w1 L l =1 (2.47.) donde: w valor esperado del costo operativo 109 w1l valor óptimo del problema operativo de la primera etapa dado el l volumen inicial v0 y el vector de afluencias a1 : w1l = Min J ∑ c ( j )g ( j ) + cδ δ 1 1 t + α1 j =1 (2.48.) sujeto a las restricciones operativas etc. Si el procedimiento presentado en las secciones 2.4.2.1 y 2.4.2.2 se aplicara a l l todos los estados (v t −1 , a t −1 ) posibles del sistema, el costo operativo promedio calculado en 2.49 seria por definición la solución óptima del problema estocástico. Como el número total de estados es excesivamente elevado, se aplica el procedimiento a un subconjunto de L estados. Por lo tanto, las funciones de costo futuro {α t } calculadas son aproximaciones de las funciones verdaderas. En particular, dado que la aproximación de la función de costo futuro no incluye todos los tramos, el valor w en 2.49 es un límite inferior para la solución óptima. Cálculo del Límite Superior El cálculo del límite superior se basa en la observación de que el costo esperado resultante de la simulación operativa del sistema para cualquier función de costo futuro no puede ser inferior al valor óptimo. El proceso consiste en una simulación en el sentido directo del tiempo para una muestra de tamaño L. El procedimiento de simulación se presenta a continuación. Estados Iniciales de Almacenamiento Para la etapa t=1 se considera el vector de volúmenes iniciales v0. Estados Iniciales de Afluencias Los estados iniciales de afluencias para las etapas t = 1, ..., T y para los escenarios l = 1, ..., L son los mismos que se sortearan en la sección 2.4.2.1.2. 110 Simulación Operativa l l Para cada etapa t y para cada estado inicial (v t −1 , a t −1 ) se resuelve el problema operativo: z t (et ) + α t +1 wtl = Min s.a : vt (i ) + st (i ) + u t (i ) − (2.49.) ∑ [s (m) + u (m)] = v (i ) + a (i ) t t l t −1 l t m∈M i 0 ≤ vt (i ) ≤ v t (i ) 0 ≤ u t (i ) ≤ u t (i ) et (i ) = ρ (i )u t (i ) I I α t +1 − ∑ φ vp (i ) × vt (i ) ≥ ∑ φ ap (i ) × atl (i ) + rt p i =1 t i =1 t α t +1 ≥ 0 para i = 1, ..., I; para j = 1, ..., J; para p = 1, ..., P(t) donde P(t) es el número de aproximaciones de la función de costo futuro en la etapa t obtenidas en el proceso recursivo presentado en 2.4.2.2. El siguiente valor está asociado a la solución de este problema: z tl = wtl − α tl (2.50.) l l donde wt es el valor óptimo de la solución y α t es el valor de la variable de l costo futuro en la solución óptima. En otras palabras, z t representa el costo operativo en la etapa t, sin costo futuro. Actualización del Estado Inicial de Almacenamiento Para las etapas t, t = 2, ..., T, actualice los estados iniciales de almacenamiento l utilizando el vector de almacenamientos finales vt −1 obtenido en la solución del problema operativo de la etapa t-1 para el l-ésimo escenario. Obtención del Límite Superior l l Después de la solución del problema 2.51 para cada estado inicial (v t −1 , a t −1 ) y para cada etapa se calcula: 111 w= 1 L l ∑z L j =1 (2.51.) donde zl es el costo operativo total de la secuencia l: T z l = ∑ z tl (2.52.) t =1 Verificación de la Optimalidad El límite superior estimado en 2.53 se basa en una muestra de L secuencias de afluencias. Por lo tanto, hay una incertidumbre alrededor de está estimación, que depende de la desviación estándar del estimador: σw = 1 L2 ∑ (z L l −w ) 2 (2.53.) l =1 El intervalo de confianza (95%) para w es: [w − 1.96σ w , w + 1.96σ w ] (2.54.) Si el límite inferior w está en el intervalo 2.56, se llegó a la solución óptima y el algoritmo termina. En caso contrario, se debe mejorar la aproximación de las funciones de costo futuro y por lo tanto repetir el procedimiento presentado en la sección 3.4.2.2. l Los nuevos estados de almacenamiento son los volúmenes (vt −1 ) producidos en la simulación operativa presentada en la sección 2.4.2.4. Los estados de l afluencias at −1 siguen iguales. Nota: La implantación informática de este algoritmo adaptado al problema planteado se hará utilizando el software SDDP desarrollado por la empresa brasileña Power System Research PSR. 112 Anexo 4 Conceptos de Valor Esperado y Cuantiles y su Relación con el SDDP 113 Conceptos de Valor Esperado y Cuantiles y su Relación con el SDDP 1. Valor Esperado Sea X una variable aleatoria discreta que toma los valores x1, x2.... xn con las probabilidades p1, p2,... pn, siendo p1 + p2 + p3 +... pn = 1. Se define el Valor Esperado o Esperanza Matemática de la variable aleatoria X a: n E ( X ) = ∑ xi p ( xi ) i =1 Como se observa la ecuación anterior el Valor Esperado de una variable aleatoria corresponde a la media ponderada de los valores que está variable aleatoria asume, utilizando como pesos para la ponderación, las probabilidades correspondientes a cada valor. Dicho de otro modo es un promedio pesado de los resultados que se esperan en el futuro. El valor esperado pesa cada resultado posible con respecto a la frecuencia con que se espera que se presente. En consecuencia, las presentaciones más comunes tienen asignadas un peso mayor que las menos comunes. Ejemplo 1 El gobierno estima en 22%, 36%, 28% y 14% la probabilidad de que la venta de una empresa estatal XYZ rinda un lucro de $ 2 500, $ 1 500 y $ 500, o una pérdida de $ 500. Cual es el lucro esperado? Solución: valor esperado = 2 500*0.22 + 1500*0.36 + 500*0.28 - 500*0.14 = 1 160 $ Ejemplo 2 En una lotería simple los jugadores apuestan $5 en un número de 000 a 999, recibiendo $ 2 500 si el mismo resulta sorteado. Interesado? Veamos: las probabilidades de acertar y no acertar son: 0.001 y 0.999, de modo que, en cada apuesta, el jugador en media recibe: 2500 * 0.001 - 5 * 0.999 = -2,495, o sea: él pierde, en media, $ 2.50 cada vez que juega. 114 Cuantiles Cuantil de orden s de una distribución es el valor de la variable que deja por debajo de él al s% de los elementos de la población. Algunos cuantiles tienen nombres especiales: PERCENTILES: valores que dividen el conjunto de datos ordenados en cien partes iguales: P1, P2, ..., P99. DECILES: valores que dividen el conjunto de datos ordenados en diez partes iguales: D1, D2, ..., D9. QUINTILES: valores que dividen el conjunto de datos ordenados en cinco partes iguales. CUARTILES: valores que dividen el conjunto de datos ordenados en cuatro partes iguales. Los cuantiles representan niveles con una determinada probabilidad de ser no superados (cuantil superior) o de ser sobrepasados (cuantil inferior) Presentación de Resultados en el SDDP En el SDDP los resultados se pueden presentar de acuerdo a las siguientes definiciones: Cuantil Superior: Grafica el cuantil superior de x%, que es el valor Qx tal que P(Q<Qx) = X%/100, donde Q es la variable seleccionada (caudales, generación hidro, generación térmica, pérdidas, etc.). Cuantil Inferior: Grafica el cuantil inferior de x%, que es el valor Qx tal que P(Q>Qx) = X%/100, donde Q es la variable seleccionada (caudales, generación hidro, generación térmica, pérdidas, etc.). Valor esperado: Presenta el promedio ponderado por la probabilidad de ocurrencia de la variable seleccionada (caudales, generación hidro, generación térmica, pérdidas, etc.) 115 Anexo 5 Cronograma de Mantenimientos Centrales Eléctricas 116 CRONOGRAMA DE MANTENIMIENTOS MENSUALES DE LAS CENTRALES ELÉCTRICAS AÑO 2009 HIDROELÉCTRICA Potencia efectiva ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC EMBALSE HIDRONACIÓN 213.0 83.0 83.0 83.0 53.0 97.8 103.5 97.8 68.0 83.0 83.0 83.0 83.0 HIDROPAUTE 1075.0 39.1 0.6 47.7 5.7 71.5 28.0 48.6 54.6 85.1 106.0 73.4 41.6 80.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 80.0 80.0 80.0 80.0 80.0 80.0 MAZAR U2 80.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 80.0 80.0 80.0 80.0 HIDROAGOYÁN CENTRAL PUCARÁ 73.0 0.0 0.0 0.2 35.0 19.2 0.0 0.0 0.0 0.2 0.0 0.0 0.2 2.9 0.0 0.3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 MAZAR U1 PASADA Ambato 1.4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.7 0.0 0.0 Cotopaxi 10.6 0.2 0.1 1.6 4.3 0.1 0.1 0.0 0.1 0.0 0.0 0.2 0.2 Elecaustro 38.4 0.0 0.0 2.8 2.1 1.3 0.0 0.0 0.0 0.5 0.3 0.0 0.0 EMAAP 22.8 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 157.0 8.4 37.8 8.4 13.0 37.3 17.3 12.6 12.6 35.3 8.4 8.7 37.3 69.5 0.7 0.8 0.2 9.0 2.1 2.0 8.1 10.0 10.0 1.0 1.7 1.6 Regional Norte 8.0 0.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1.0 4.0 4.1 2.6 Regional Sur 2.4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.5 0.5 1.0 Bolivar HIDROAGOYÁN CENTRAL AGOYÁN Quito 13.4 0.1 0.0 0.1 0.1 0.0 0.1 0.0 0.1 0.0 0.1 0.1 0.1 Ecoluz 6.0 0.7 1.2 0.0 0.0 0.0 0.3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.3 0.0 Sibimbe 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0 Abanico 37.5 0.2 0.0 0.1 0.0 0.0 1.2 0.0 0.0 0.1 0.0 0.0 0.0 Riobamba Poza Honda y La Esperanza CALOPE San Francisco TERMOELÉCTRICA 15.0 15.0 9.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 16.6 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 2.3 0.0 0.0 1.2 0.0 4.6 230.0 12.0 54.3 12.0 18.7 62.6 82.8 18.1 18.1 50.7 12.0 12.4 53.6 117 Bunker - Vapor CATEG - A. Santos ELECTROGUAYAS - G. ZevallosTV2 ELECTROGUAYAS - G. ZevallosTV3 ELECTROGUAYAS - Trinitaria ULYSSEAS INC - Power Barge I ULYSSEAS INC - Power Barge II Bunker - Diesel ELECAUSTRO - EL Descanso U1 ELECAUSTRO - EL Descanso U2 ELECAUSTRO - EL Descanso U3 ELECAUSTRO - EL Descanso U4 GENEROCA - U1 GENEROCA - U2 GENEROCA - U3 GENEROCA - U4 GENEROCA - U5 GENEROCA - U6 GENEROCA - U7 GENEROCA - U8 Residuo - Diesel TERMO ESMERALDAS LAFARGE TERMOGUAYAS - Bloque 1 TERMOGUAYAS - Bloque 2 TERMOGUAYAS - Bloque 3 TERMOGUAYAS - Bloque 4 QUITO - G.Hernández-U1 QUITO - G.Hernández-U2 QUITO - G.Hernández-U3 33.1 73.0 73.0 13.3 0.0 45.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 28.0 0.0 0.9 0.9 0.0 0.0 11.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 28.0 14.3 13.0 63.3 0.0 0.0 11.0 23.5 10.0 37.7 0.0 0.0 11.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 28.6 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 11.0 0.0 4.0 0.8 0.0 0.0 11.0 0.0 73.0 0.0 110.8 0.0 11.0 0.0 58.0 0.8 133.0 0.0 36.5 4.3 4.3 4.3 4.3 4.2 4.2 4.7 4.5 4.2 4.2 4.2 4.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.8 0.0 0.0 0.0 0.0 0.5 0.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 4.2 0.5 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.8 0.0 0.0 0.0 0.0 0.6 4.3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1.0 0.0 0.0 0.5 0.0 4.3 0.0 0.8 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.8 0.1 0.1 4.3 0.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.8 0.0 0.0 0.0 0.0 4.3 0.0 0.4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1.2 4.3 0.0 0.0 0.0 3.3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.4 0.0 0.0 0.0 0.0 3.4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 4.7 0.1 0.0 1.6 0.0 0.0 133.0 3.1 20.0 40.0 40.0 50.0 5.4 5.4 5.4 0.0 3.1 0.0 0.0 20.0 50.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3.1 0.0 0.0 20.0 50.0 0.6 0.0 0.6 42.6 3.1 0.0 0.0 20.0 50.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3.1 0.0 0.0 20.0 50.0 0.2 0.0 0.7 0.0 3.1 0.0 0.0 20.0 50.0 1.9 2.1 2.1 13.2 3.1 0.0 0.0 20.0 50.0 0.0 0.0 0.0 132.0 3.1 0.0 0.0 20.0 50.0 0.0 3.1 0.0 132.0 3.1 0.0 0.0 20.0 50.0 3.5 2.4 0.5 52.8 3.1 0.0 0.0 20.0 50.0 2.0 0.0 0.0 0.0 3.1 0.0 0.0 20.0 50.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 93.1 0.0 0.0 0.0 11.0 11.0 0.6 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 4.7 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.6 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.8 0.0 0.0 0.0 3.1 3.1 0.0 0.0 0.0 0.0 20.0 20.0 50.0 50.0 0.0 0.0 0.0 0.5 0.5 0.0 118 QUITO - G.Hernández-U4 QUITO - G.Hernández-U5 QUITO - G.Hernández-U6 TERMOPICHINCHA - Guangopolo U1 TERMOPICHINCHA - Guangopolo U2 TERMOPICHINCHA - Guangopolo U3 TERMOPICHINCHA - Guangopolo U4 TERMOPICHINCHA - Guangopolo U5 TERMOPICHINCHA - Guangopolo U6 TERMOPICHINCHA - Guangopolo U7 TERMOPICHINCHA - PROPICIA U1 TERMOPICHINCHA - PROPICIA U2 5.4 5.4 5.4 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 3.6 3.6 0.0 0.0 0.0 0.0 5.2 0.0 0.0 5.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 5.2 0.9 0.0 5.2 0.0 0.2 0.0 0.0 2.1 0.0 0.5 0.0 5.2 0.0 0.8 5.2 5.0 0.0 0.0 0.0 4.5 0.0 0.0 0.0 5.2 5.2 0.0 5.2 4.3 0.0 1.0 1.0 2.1 2.1 2.1 1.0 5.2 2.7 0.0 5.2 0.0 0.0 1.0 1.0 0.0 0.2 0.5 5.1 5.2 0.9 0.9 5.2 0.9 0.4 1.0 1.0 0.0 5.4 0.0 2.0 5.2 2.0 3.9 5.2 2.0 0.6 0.0 0.0 0.5 0.0 0.0 0.0 5.2 0.0 5.2 5.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1.3 0.0 5.2 0.0 3.1 5.2 0.9 0.0 1.4 1.4 0.0 0.0 4.4 0.0 5.2 0.8 0.0 5.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.5 0.0 0.9 5.2 0.0 0.0 5.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.5 0.0 0.0 0.0 5.2 0.0 0.0 5.2 0.0 0.0 0.0 0.0 AMBATO - BATAN 3 AMBATO - LLIGUA 1 AMBATO - LLIGUA 2 BOLIVAR ELECAUSTRO - Monay U1 ELECAUSTRO - Monay U2 ELECAUSTRO - Monay U3 ELECAUSTRO - Monay U4 ELECAUSTRO - Monay U5 ELECAUSTRO - Monay U6 QUITO - Luluncoto 11 QUITO - Luluncoto 12 QUITO - Luluncoto 13 REG. EL ORO - Cambio G3 REG. EL ORO - Cambio G4 REG. EL ORO - Machala U4 REG. EL ORO - Machala U5 0.0 1.8 1.8 1.1 1.1 1.1 1.1 1.9 1.0 1.9 2.7 2.7 2.7 4.4 4.2 2.0 2.0 0.0 0.0 0.0 1.1 0.0 0.0 1.1 0.0 1.0 0.0 0.1 2.7 0.1 0.0 0.3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1.1 0.0 0.0 1.1 0.0 1.0 0.0 0.1 2.7 0.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.2 1.1 0.0 0.0 1.1 0.0 1.0 0.0 0.1 2.7 0.1 0.0 0.5 0.0 0.0 0.0 0.0 0.6 1.1 0.1 0.1 1.1 0.0 1.0 0.0 0.0 2.7 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1.1 0.0 0.0 1.1 0.2 1.0 0.2 0.4 2.7 0.5 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1.1 0.0 0.0 1.1 0.0 1.0 0.0 0.1 2.7 0.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1.1 0.0 0.0 1.1 0.0 1.0 0.0 0.0 2.7 0.0 1.0 0.0 0.6 0.6 0.0 0.0 0.0 1.1 0.0 0.0 1.1 0.0 1.0 0.0 0.0 2.7 0.0 1.0 2.2 0.6 0.6 0.0 0.0 0.0 1.1 0.1 0.1 1.1 0.0 1.0 0.0 0.0 2.7 0.0 0.0 0.4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1.1 0.0 0.0 1.1 0.0 1.0 0.0 0.1 2.7 0.1 0.0 0.3 0.0 0.0 1.6 1.6 0.0 1.1 0.0 0.0 1.1 0.0 1.0 0.0 0.1 2.7 0.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1.1 0.0 0.0 1.1 0.0 1.0 0.0 0.1 2.7 0.1 0.0 0.0 0.0 0.0 Diesel 119 REG. MANABI - Miraflores 10 REG. MANABI - Miraflores 12 REG. SUR - Catamayo 10 REG. SUR - Catamayo 2 REG. SUR - Catamayo 4 REG. SUR - Catamayo 5 REG. SUR - Catamayo 6 REG. SUR - Catamayo 7 REG. SUR - Catamayo 8 REG. SUR - Catamayo 9 REGIONAL NORTE SAN FRANCISCO RIOBAMBA Diesel - Gas CATEG - A. Santos U1 CATEG - A. Santos U2 CATEG - A. Santos U3 CATEG - A. Santos U5 CATEG - A. Santos U6 CATEG - A. Tinajero U1 CATEG - A. Tinajero U2 ELECTROGUAYAS - Enrique García ELECTROGUAYAS - G. ZevallosTG4 ELECTROQUIL II - U1 ELECTROQUIL II - U2 ELECTROQUIL III - U3 ELECTROQUIL III - U4 TERMOPICH - Sta. Rosa U1 TERMOPICH - Sta. Rosa U2 TERMOPICH - Sta. Rosa U3 2.0 5.0 2.0 1.0 1.0 1.3 2.5 2.5 2.2 2.0 0.0 0.5 0.0 0.0 0.0 0.2 0.0 0.0 0.1 1.7 0.0 0.5 0.0 0.0 0.0 0.3 0.0 0.0 0.0 1.4 0.1 0.5 0.0 0.0 0.3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 2.5 0.0 0.7 0.0 0.0 0.0 2.5 0.0 0.0 0.1 2.5 0.0 1.0 0.0 1.0 0.0 2.5 0.0 0.0 0.0 2.5 0.0 0.5 0.5 0.5 0.0 2.5 0.0 0.0 0.0 2.5 0.0 0.0 0.0 0.0 2.0 2.0 0.0 0.0 0.0 2.5 0.0 0.0 0.0 0.5 2.5 0.0 1.0 0.0 0.0 2.5 0.0 0.0 1.0 0.0 1.0 0.0 2.2 0.6 0.0 2.5 0.0 0.0 0.4 0.0 0.0 0.0 0.2 2.0 0.0 2.5 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.5 0.1 2.5 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1.8 2.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 20.0 20.0 20.0 18.0 18.0 46.5 34.0 96.0 20.0 44.0 46.0 45.9 45.0 16.8 17.0 17.6 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 24.0 20.0 0.7 0.7 0.7 0.7 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 24.0 20.0 0.8 0.8 0.8 0.8 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 24.0 20.0 0.7 0.7 0.7 0.7 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 24.0 20.0 0.8 0.8 0.8 0.8 0.0 5.1 7.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 24.0 20.0 0.7 0.7 0.7 0.7 2.7 11.5 7.0 0.0 0.0 0.0 17.4 0.0 1.5 22.7 24.0 20.0 22.5 23.0 18.4 18.0 14.0 0.0 7.0 0.0 0.0 0.0 17.4 0.0 14.8 0.0 24.0 20.0 0.7 0.7 4.5 4.4 0.0 0.0 7.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 24.0 20.0 0.7 0.7 0.7 0.7 0.0 0.0 7.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 24.0 20.0 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 7.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 24.0 20.0 1.1 1.1 1.1 1.1 0.0 0.0 7.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.7 0.0 0.0 24.0 24.0 20.0 20.0 0.8 0.7 0.8 0.7 0.8 0.7 0.8 0.7 0.0 0.0 0.0 0.0 7.0 7.0 120 INTERVISA TRADE–Vich IID 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 102.0 0.0 0.0 0.0 51.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 66.7 67.0 1.4 1.4 0.0 0.0 0.0 0.0 1.4 1.4 0.0 0.0 0.0 0.0 25.2 12.6 0.0 12.6 1.4 1.4 0.0 0.0 1.4 1.4 0.0 0.0 15.0 5.5 9.0 15.0 5.5 9.0 15.0 5.5 9.0 15.0 5.5 9.0 15.0 5.5 9.0 15.0 5.5 9.0 15.0 5.5 9.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 485.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 Nafta INTERVISA TRADE-Vict II Gas Natural Machala Power A Machala Power B No Convencional San Carlos Ecoelectric Ecudos INTERCONEXIÓN Colombia 230 y 138 kV Perú 230 kV Tabla 5.6 Cronograma de Mantenimientos año 2009 [2] 121 Anexo 6 Barras de Conexión de Generadores y Líneas de Transmisión 230 kV y 138 kV 122 Tabla 5.7 Barras de Conexión de generadores y L/T [2] # Barra 702 703 704 704 704 704 704 704 704 704 704 704 704 704 705 705 705 705 705 705 705 705 705 706 707 707 707 708 708 708 708 709 709 709 709 710 711 712 712 712 712 713 714 714 714 714 714 Nombre Barra PAUTE138 PAUTE230 CUENCA138 CUENCA138 CUENCA138 CUENCA138 CUENCA138 CUENCA138 CUENCA138 CUENCA138 CUENCA138 CUENCA138 CUENCA138 CUENCA138 LOJA138 LOJA138 LOJA138 LOJA138 LOJA138 LOJA138 LOJA138 LOJA138 LOJA138 MILAGRO230 MILAGRO138 MILAGRO138 MILAGRO138 BABAHOYO138 BABAHOYO138 BABAHOYO138 BABAHOYO138 MACHALA138 MACHALA138 MACHALA138 MACHALA138 PASCUALS230 PASCUALS138 S.ELENA138 S.ELENA138 S.ELENA138 S.ELENA138 POSORJA138 SALITRAL69 SALITRAL69 SALITRAL69 SALITRAL69 SALITRAL69 Nombre Generador Conectado # tg 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 PAUTE HIDROABANICO EL DESCANSO1 EL DESCANSO2 EL DESCANSO3 EL DESCANSO4 MONAY 1 MONAY 2 MONAY 3 MONAY 4 MONAY 5 MONAY 6 ELECAUSTRO CATAMAYO 10 CATAMAYO 2 CATAMAYO 4 CATAMAYO 5 CATAMAYO 6 CATAMAYO 7 CATAMAYO 8 CATAMAYO 9 REG SUR 1 2 3 1 2 3 4 1 2 3 4 2 2 2 1 2 2 2 2 2 2 2 SAN CARLOS ECOELECTRIC LUCEGA SIBIMBE EMELRIOS 1 EMELRIOS 2 EMELRIOS 3 EL ORO CAMB3 EL ORO CAMB4 EL ORO MACH4 EL ORO MACH5 1 1 2 3 4 1 1 2 3 4 5 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 ENRIQUE GARC LA LIBERTAD1 LA LIBERTA10 LA LIBERTAD9 POWERBARGEII POSORGA 5 A. TINAJERO1 A. TINAJERO2 V. A.SANTOS A. SANTOS 1 A. SANTOS 2 Bloq1 Bloq2 Bloq3 Bloq4 Bloq5 117.5 106.4 82.1 63.67 58.29 39.24 30.56 20.27 20.05 16.12 77.96 71.01 51.75 52.39 45.41 40.97 35.81 25.67 24.58 20.68 76.33 71.42 51.75 48.15 42.17 138.4 134.7 105 100.1 94.69 35.76 33.65 21.29 20.15 19.26 12.36 12.04 9.58 7.86 7.81 227.9 201.7 215.6 125.1 119.7 123 714 714 714 714 714 714 715 715 715 715 716 716 716 716 717 718 718 719 720 721 722 722 722 722 722 722 722 722 722 722 722 722 723 724 725 725 725 726 727 727 727 727 727 727 727 727 727 727 727 727 728 SALITRAL69 SALITRAL69 SALITRAL69 SALITRAL69 SALITRAL69 SALITRAL69 TRINI138 TRINI138 TRINI138 TRINI138 TRINI230 TRINI230 TRINI230 TRINI230 SALITRAL138 EQUIL69 EQUIL69 POLICEN138 QUEVEDO230 QUEVEDO138 PORTOVIE138 PORTOVIE138 PORTOVIE138 PORTOVIE138 PORTOVIE138 PORTOVIE138 PORTOVIE138 PORTOVIE138 PORTOVIE138 PORTOVIE138 PORTOVIE138 PORTOVIE138 SDOMINGO230 SDOMINGO138 ESMERALDA138 ESMERALDA138 ESMERALDA138 S.ROSA230 S.ROSA138 S.ROSA138 S.ROSA138 S.ROSA138 S.ROSA138 S.ROSA138 S.ROSA138 S.ROSA138 S.ROSA138 S.ROSA138 S.ROSA138 S.ROSA138 VICENTINA138 6 7 8 9 10 11 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 A. SANTOS 3 A. SANTOS 5 A. SANTOS 6 G. ZEVALLTG4 G. ZEVAL.TV2 G. ZEVAL.TV3 TRINITARIA 114.1 103.5 73.34 68.31 60.52 VICTORIA II POWERBARGE VICTORIA IID TERMOGUAYAS1 TERMOGUAYAS2 TERMOGUAYAS3 TERMOGUAYAS4 2 ELECTROQUIL1 2 ELECTROQUIL2 109.6 97.04 100.3 57.02 54.24 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 CALOPE MIRAFLORES10 MIRAFLORES12 MIRAFLORES13 MIRAFLORES14 MIRAFLORES15 MIRAFLORES16 MIRAFLORES18 MIRAFLORES22 MIRAFLORES 7 MIRAFLORES 8 POZAHONDA LAESPERANZA 2 ESMERALDAS 2 LAPROPICIA2 2 LAPROPICIA1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 G.HERNADEZ 1 G.HERNADEZ 2 G.HERNADEZ 3 G.HERNADEZ 4 G.HERNADEZ 5 G.HERNADEZ 6 LULUNCOTO 11 LULUNCOTO 13 STA. ROSA 1 STA. ROSA 2 STA. ROSA 3 EEQMOVIL EEQVICENTINA 44.24 40.75 25.16 22.67 20.99 115.6 109.1 80.27 71.52 66.1 52.52 48.37 31.78 29.42 25.65 54.56 53.31 36.47 34.55 32.95 207.5 196.8 166.2 160.7 130.2 118.2 98.38 82.81 47.75 39.94 124 728 729 729 729 729 729 729 729 730 731 731 732 733 734 734 734 735 736 737 737 738 739 739 739 740 741 741 745 745 745 745 745 745 745 745 745 745 746 747 747 748 749 750 751 751 751 752 754 755 756 757 VICENTINA138 GUANGOPO138 GUANGOPO138 GUANGOPO138 GUANGOPO138 GUANGOPO138 GUANGOPO138 GUANGOPO138 LATACUNGA138 IBARRA138 IBARRA138 PUCARA138 AMBATO138 TOTORAS138 TOTORAS138 TOTORAS138 TOTORAS230 RIOBAMBA230 RIOBAMBA69 RIOBAMBA69 AGOYAN138 TULCAN138 TULCAN138 TULCAN138 DAULE138 GUARANDA69 GUARANDA69 EQUIL3_138 EQUIL3_138 EQUIL3_138 EQUIL3_138 EQUIL3_138 EQUIL3_138 EQUIL3_138 EQUIL3_138 EQUIL3_138 EQUIL3_138 PAPA-ALT138 POMÁSQUI230 POMÁSQUI230 POMÁSQUI138 TERMORIEN230 IDELFONSO138 EDC 230 EDC 230 EDC 230 IDELFONSO230 SAN FRANCIS PORTOVIE230 CUENCA230 MAZAR 138 2 1 2 3 4 5 6 7 1 1 2 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 1 2 3 2 AMBATO 2 LLIGUA 1 2 LLIGUA 2 1 2 1 1 2 3 1 1 2 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1 1 2 2 2 1 2 2 2 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 ECOLUZ GUANGOPOLO GUANGOPOLO GUANGOPOLO GUANGOPOLO GUANGOPOLO GUANGOPOLO GUANGOPOLO COTOPAXI RNIBARRA LAFARGE PUCARA 1 2 3 4 5 6 7 RIOBAMBA H RIOBAMBA AGOYAN T SAN FRANCI ECUIMPCOL1 RNTULCAN HIDRONACION BOLIVAR H BOLIVAR ELECTROQUIL3 ELECTROQUIL4 GENEROCA1 GENEROCA2 GENEROCA3 GENEROCA4 GENEROCA5 GENEROCA6 GENEROCA7 GENEROCA8 EMAAPQ ECUIMPCOL2 ECUEXPCOL 28.41 22.64 21.49 18.74 15.61 55.49 48.67 33.82 30.63 25.24 36.38 31.7 27.32 25.99 22.81 55.38 46.93 31.27 29.01 24.53 30.04 34.47 23.12 23.37 17.03 13.08 10.5 6.37 5.34 4.05 11.04 8.54 4.58 5.94 4.26 149.4 145.7 126.2 54.19 42.07 1 2 TERMORIENTE 1 2 3 2 EDC 2 EDC1 2 EDC2 1 1 SAN FRANCISC 1 1 MAZAR_G 125 758 759 760 761 761 JUNTAS 138 CHONE 138 CERRITOS 230 MACHALA 230 MACHALA 230 39.14 35.81 20.47 22.67 20.07 50.89 49.7 37.69 32.24 27.68 1 2 2 ECUIMPPERU 2 ECUEXPPER 126 Anexo 7 Líneas de Transmisión del Sistema Nacional Interconectado 230 kV y 138 kV 127 Tabla 5.8 Líneas de Transmisión 230 kV y 138 kV [2] Salida # Barra 702 703 703 703 703 704 706 706 710 710 711 710 711 711 711 713 717 715 718 720 720 721 740 723 723 724 726 726 727 728 728 728 730 732 733 734 734 735 736 737 739 739 702 707 717 715 727 Llegada # Barra RESIS REACT Nombre Circuito 704 2.855 8.77 PAU CUE 138 706 1.52 12.45 PAU MIL1 230 710 1.055 8.565 PAU PAS 230 735 2.25 18.57 PAU TOT 230 736 1.77 14.59 PAU RIO 230 705 11.39 35.52 CUE LOJ 138 710 0.59 4.71 MIL PAS1 230 707 0 5.26 TMIL 230/138 720 0.81 6.49 PAS QUE 230 ATU 711 0 1.94 PASCUALS 712 8.96 26.89 PAS SEL 138 716 0.22 0.8 PAS TRI 230 717 0.515 2.01 PAS SAL 138 719 0.535 1.94 PAS POL 138 745 3.23 9.9 PAS EQU 138 745 7.08 21.24 POS EQU 138 714 0 5.64 ATQ SALITRAL 716 0 5.207 TTRI 138/230 714 2.605 6.365 EQU SAL 69 723 0.8 4.645 QUE SDO 230 721 0 4.41 TQUE 230/138 740 1.835 5.625 QUE DAU 138 722 3.875 11.87 DAU POR 138 726 0.44 3.635 SDO SRO 230 724 0 4.83 TSDO 230/138 725 6.58 20.15 SDO ESM 138 735 0.62 5.105 SRO TOT 230 727 0 0.98 TSRO 230/138 728 1.31 4.83 SRO VIC 138 729 0.5 1.83 VIC GUA 138 730 5.24 19.32 VIC LAT 138 731 2.84 10.44 VIC IBA 138 732 2.48 9.14 LAT PUC 138 733 1.96 7.24 PUC AMB 138 734 0.59 1.85 AMB TOT 138 738 0.88 4.21 TOT AGO 138 735 0 8.66 TTOT 138/230 736 0.48 3.98 TOT RIO 230 737 0 16.55 TRIO 230/69 741 15.1 31 RIO GUAR 69 731 5.26 19.45 TUL IBA 138 76 1.34 4.96 TULCAIP138 703 0 0.9735 TPAU 138/230 708 4.02 11.86 MIL BAB 138 714 0 5.638 ATR 717 0.337 2.75 TRI SAL 138 746 0.037 0.1359 SRO PAPA 138 Limite de flujo Tipo de (MW) Circuito 189 0 325 0 650 0 325 0 325 0 94.5 0 335 0 214 0 670 0 Tipo de Conexión 0 0 0 0 0 0 1 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 355 107.5 353 190 240 107.5 107.5 135 214 136.8 746 158 215 215 650 157 215 650 710 106 106 106 212 106 106 95 253 122 325 95 30 110 105 712 107.5 135 160 160 128 747 728 748 749 752 747 750 751 752 751 710 754 720 755 706 750 703 703 711 745 758 758 735 740 706 760 761 761 726 748 731 726 706 748 709 752 750 750 711 735 755 722 710 707 756 757 758 758 712 713 734 759 760 710 752 709 0.258 0.745 2.094 1.555 1.18 0 0.892 0.134 0 0.134 0 0.234 2.055 0 0.59 5.65 0.53 0.03 3.879 2.99 2.54 4.15 0 5.42 0.478 0.11 0.218 0 2.1375 2.738 7.694 12.065 10.69 3.23 2.736 1.044 10 1.044 1.947 2.012 9.934 4.41 4.71 17.33 4.31 0.28 11.472 8.843 7.514 12.273 8.66 16.29 3.825 0.88 1.97 7.15 POM SRO 230 VIC POM 138 POM IBA 138 TER SRO 230 IDE MIL 230 TPOM230/138 IDE MAC 138 EDC IDE 230 TIDE 230/138 EDC IDE 138 TPAS2 SFRATOT 230 QUE POR 230 TPOR230/138 MIL PAS2 230 IDE MIL 138 PAU CUE 230 PAU MAZ 230 PAS JUN 138 EQU JUN 138 JUN SEL 138 JUN POS 138 TTOT2230/138 DAU CHO 138 MIL CERR 230 CERR PAS 230 MAC IDE 230 MAC f 230-138 500 186 160 280 353 300 141 220 167 335 355 256 140 140 335 282 342 342 141 120 240 120 122 70 335 335 353 113.5 0 0 0 1 1 0 0 1 1 0 0 0 1 1 0 0 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Nota: El tipo de conexión significa 0 = Conectado, 1 = Desconectado; El tipo de Circuito 0 = Existente. 1 = Futuro 129 Anexo 8 Caudales Afluentes a las Centrales Hidroeléctricas 130 EMBALSE AMALUZA Tabla 8.1 CAUDALES AFLUENTES MEDIOS MENSUALES PAUTE EMBALSE AMALUZA AÑO ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC MEDIA 1964 81.0 66.2 82.1 154.8 200.4 250.5 139.3 177.9 221.4 84.5 66.5 42.6 130.6 1965 48.0 45.9 60.5 102.6 175.6 243.6 183.2 125.9 134.3 100.8 140.4 62.0 118.6 1966 118.7 83.3 109.5 107.3 82.4 92.6 123.0 127.5 89.2 82.1 44.4 46.1 92.2 1967 88.8 72.3 61.4 91.6 170.8 172.7 241.6 198.2 102.9 114.1 65.5 55.1 119.6 1968 80.1 30.6 95.3 100.3 61.6 101.1 238.2 139.1 106.5 119.5 55.7 25.8 96.2 1969 36.9 73.3 66.7 188.8 103.7 141.2 147.6 159.0 122.4 65.6 88.7 115.0 109.1 1970 108.7 190.7 145.9 164.4 172.0 299.4 161.9 214.4 161.9 107.6 103.0 103.6 161.1 1971 84.5 102.5 182.8 146.7 100.6 163.3 220.7 173.4 168.6 124.9 67.0 59.1 132.8 1972 117.6 95.5 106.0 134.8 149.3 178.3 264.0 116.7 155.6 93.8 104.9 87.5 133.7 1973 98.6 128.3 98.4 137.4 140.7 136.9 173.9 178.7 145.6 72.3 74.5 47.0 119.4 1974 49.8 128.3 90.2 70.2 181.9 122.7 273.1 137.5 185.6 179.0 110.8 104.1 136.1 1975 105.2 92.4 166.0 120.7 175.0 308.2 215.0 235.6 124.5 135.2 114.0 53.9 153.8 1976 74.0 61.8 72.9 202.1 247.7 278.8 343.0 238.9 119.2 59.0 77.9 60.6 153.0 1977 51.2 105.2 132.6 193.2 108.8 214.5 176.3 129.5 144.8 111.0 46.5 61.2 122.9 1978 49.1 71.2 137.9 229.6 198.1 287.1 214.9 196.4 140.2 181.9 51.3 42.4 150.0 1979 33.8 26.3 79.7 150.5 136.2 138.7 136.7 106.4 64.3 53.7 36.0 56.5 84.9 1980 45.0 62.1 79.2 148.9 118.3 183.8 191.3 118.5 109.9 147.3 100.6 74.7 115.0 1981 34.1 58.0 126.5 127.1 74.6 134.2 151.7 65.7 79.5 46.1 31.4 51.9 81.7 1982 43.9 40.9 43.7 130.1 139.5 97.4 154.6 164.8 96.9 118.6 95.5 129.9 104.7 1983 103.3 120.6 132.4 185.4 167.9 101.8 113.0 123.1 110.4 142.9 58.2 78.5 119.8 1984 47.6 158.4 127.7 258.9 108.4 188.3 201.8 138.1 96.3 88.4 59.3 82.7 129.7 1985 41.2 45.4 42.0 46.1 92.5 252.3 206.8 167.1 87.5 77.7 66.0 45.7 97.5 1986 46.8 52.8 62.9 134.7 136.7 144.8 245.7 92.4 144.8 112.7 114.5 79.8 114.1 1987 61.6 152.7 128.5 142.7 181.5 140.9 158.5 115.2 112.1 102.3 42.7 59.2 116.5 1988 54.9 110.3 64.8 192.8 183.4 98.5 177.2 95.5 68.5 128.3 129.0 58.1 113.4 1989 109.5 124.9 179.9 107.8 203.9 268.4 247.3 107.0 78.7 129.6 72.0 30.8 138.3 1990 62.8 64.1 135.8 130.3 138.5 253.0 163.3 154.0 82.4 97.2 84.1 73.5 119.9 1991 46.8 97.0 82.2 101.7 119.2 168.5 226.3 155.9 93.2 73.3 80.7 47.0 107.7 1992 34.1 39.3 104.0 109.7 81.1 169.8 144.2 91.5 84.1 57.8 47.8 43.9 83.9 1993 56.8 75.2 192.8 103.6 188.3 206.2 203.3 126.9 121.5 89.1 78.1 93.6 128.0 1994 71.3 87.2 114.3 186.3 263.9 315.0 252.7 255.4 208.6 97.3 134.4 102.6 174.1 1995 62.9 42.0 52.6 80.2 150.0 133.5 150.6 47.0 64.5 50.0 91.0 74.7 83.3 1996 54.8 134.9 114.5 125.6 185.9 123.0 241.9 138.9 108.3 93.7 48.1 52.0 118.5 131 1997 35.8 97.7 118.2 141.1 241.6 73.0 211.3 141.9 87.8 51.3 127.2 101.9 119.1 1998 71.5 83.3 97.7 152.9 129.8 187.0 248.8 108.1 56.5 79.5 79.0 34.1 110.7 1999 67.0 116.3 158.4 337.8 283.1 147.0 175.7 180.8 98.1 96.3 47.3 93.6 150.1 2000 45.0 91.2 135.9 189.1 277.0 176.1 143.3 124.6 123.5 93.9 40.2 52.0 124.3 2001 51.2 59.3 70.4 145.7 100.3 255.2 135.4 146.5 89.5 49.3 46.9 57.6 100.6 2002 50.0 48.0 53.1 105.8 156.9 122.4 196.9 125.6 69.4 71.8 119.8 72.5 99.4 2003 49.1 57.9 62.7 114.5 268.7 145.3 157.4 98.0 83.8 65.3 59.0 96.5 104.8 2004 47.1 33.0 94.9 82.1 121.0 295.0 147.0 128.7 112.5 87.3 73.6 77.2 108.3 2005 37.0 100.6 137.6 200.0 135.7 216.5 115.7 72.2 55.0 47.8 71.8 80.0 105.8 2006 70.8 94.3 95.3 131.2 133.7 125.2 113.4 86.8 84.0 57.1 64.1 85.1 95.1 2007 73.5 47.9 87.0 156.7 146.1 352.2 90.7 137.2 99.4 85.8 137.8 81.5 124.6 2008 100.3 131.9 140.3 142.7 157.8 184.9 213.9 135.7 147.2 134.0 122.3 MEDIA 83.5 95.7 111.3 133.2 144.5 181.7 178.3 144.3 118.8 97.8 87.9 86.7 121.4 MÁXIMO 163.7 187.9 175.2 266.0 305.0 400.6 332.3 249.9 241.8 162.4 154.8 287.1 176.1 MÍNIMO 47.1 41.7 58.4 68.8 65.4 89.3 95.7 70.3 73.3 54.8 47.0 38.6 83.9 DESV-STD 30.7 31.9 30.2 38.9 47.9 70.3 52.0 39.8 33.2 25.4 26.2 37.5 21.3 132 EMBALSE PISAYAMBO Tabla 8.2 CAUDALES AFLUENTES MEDIOS MENSUALES - EMBALSE PISAYAMBO AÑO ENE FEB MAR ABR MAY 1962 JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC MEDIA 12.8 12.9 11.6 9.7 8.0 5.8 5.3 9.4 1963 4.5 3.4 4.9 4.6 6.3 8.6 6.8 7.5 5.1 3.9 5.2 8.3 5.8 1964 3.2 2.1 6.0 5.4 8.9 14.6 9.3 11.7 15.9 4.8 4.1 2.2 7.4 1965 2.8 2.6 4.5 4.8 10.6 16.1 14.2 11.4 8.2 5.5 7.1 4.9 7.7 1966 7.1 6.4 11.4 8.7 6.5 7.0 13.2 10.9 7.2 5.0 2.3 5.1 7.6 1967 12.3 4.2 3.7 5.4 4.2 12.8 17.5 13.8 8.7 7.0 4.0 4.3 8.2 1968 8.4 3.8 6.3 7.0 3.5 10.8 18.1 7.8 5.5 6.0 3.2 3.7 7.0 1969 2.7 3.0 3.9 6.7 8.0 11.4 11.5 14.7 9.5 4.9 5.3 4.9 7.2 1970 9.9 9.9 11.3 9.4 11.5 16.4 9.3 13.4 11.0 5.1 5.4 4.2 9.7 1971 3.5 3.4 6.1 6.7 6.3 14.2 14.3 14.7 9.8 6.5 3.9 6.0 8.0 1972 8.8 5.1 4.2 7.5 8.4 13.6 20.1 8.2 9.7 6.1 5.2 6.9 8.7 1973 8.3 9.0 6.8 6.7 8.6 6.4 10.5 11.1 9.9 4.2 3.1 3.5 7.3 1974 5.9 6.5 5.8 6.6 11.0 11.0 16.3 11.1 9.5 9.1 7.3 9.7 9.2 1975 8.3 5.4 4.7 5.3 10.6 13.4 22.9 14.3 10.2 9.3 5.2 4.4 9.5 1976 6.0 4.8 5.9 6.9 11.0 19.1 22.3 14.4 10.2 5.0 4.3 4.5 9.5 1977 5.3 3.9 6.1 7.1 6.2 14.6 13.1 12.2 10.3 6.1 3.4 6.7 7.9 1978 1.7 5.1 8.4 7.7 4.8 10.5 8.6 9.1 5.5 5.0 2.6 1.6 5.9 1979 1.5 1.6 2.2 7.4 7.3 9.3 8.9 8.2 5.9 5.2 3.2 5.4 5.5 1980 4.6 2.0 7.3 9.6 10.8 14.0 11.0 8.8 7.3 6.4 3.9 2.5 7.4 1981 1.5 3.7 4.0 4.9 5.4 8.3 12.3 5.4 5.6 4.2 2.5 3.9 5.1 1982 3.4 2.2 2.3 6.5 8.4 6.7 11.5 11.9 6.6 4.7 4.4 4.6 6.1 1983 6.1 9.9 8.5 8.8 11.0 6.2 9.8 10.3 11.3 8.3 3.4 3.4 8.1 1984 4.4 6.2 5.0 5.4 6.1 14.6 11.7 7.7 10.0 5.8 4.1 4.1 7.1 1985 1.9 5.0 6.5 2.9 11.2 14.3 14.6 11.9 8.0 5.0 2.8 2.0 7.2 1986 2.4 1.7 5.9 5.7 6.3 13.3 17.3 8.4 8.1 5.1 3.6 7.2 7.1 1987 4.2 14.4 6.2 11.5 10.6 8.8 10.1 9.0 6.5 5.0 3.2 6.1 8.0 1988 3.8 7.3 8.2 8.5 11.1 9.0 13.5 8.3 5.7 7.0 6.1 3.5 7.7 1989 5.7 5.6 8.7 5.4 13.0 16.3 11.5 7.0 6.2 6.7 4.1 1.5 7.6 1990 5.9 5.2 11.2 7.3 9.4 17.3 10.7 9.9 7.5 5.0 3.6 3.8 8.1 1991 3.5 6.5 4.8 6.4 9.0 10.9 15.4 11.1 5.1 4.5 3.7 2.0 6.9 1992 2.5 3.0 6.9 8.7 5.5 11.1 12.7 8.8 6.9 3.6 2.8 2.4 6.2 1993 3.7 3.4 7.5 6.2 6.6 12.7 11.1 9.6 8.6 6.1 4.8 3.8 7.0 1994 2.1 3.7 4.5 7.9 10.5 15.6 10.8 12.0 8.8 4.8 7.6 7.7 8.0 133 1995 5.4 2.0 3.8 4.2 8.3 8.7 10.6 4.2 5.7 3.1 4.8 2.9 5.3 1996 2.2 7.6 4.9 5.5 8.0 8.1 10.9 8.5 7.2 3.6 2.6 3.6 6.1 1997 2.4 8.5 7.1 5.2 12.1 4.6 12.9 9.1 4.8 2.4 4.6 5.0 6.6 1998 4.7 4.6 4.3 7.9 7.2 16.3 16.1 9.8 5.6 6.2 4.2 3.2 7.5 1999 4.7 5.8 5.4 14.1 9.8 11.5 11.6 10.2 9.2 6.7 3.4 4.9 8.1 2000 3.8 4.8 5.5 8.6 14.3 9.4 25.1 12.0 7.1 7.3 3.1 6.1 8.9 2001 3.9 6.7 4.0 9.3 8.0 11.7 11.8 10.5 5.9 2.3 2.8 3.9 6.7 2002 3.5 6.2 3.8 6.2 9.3 10.7 12.2 9.0 5.8 4.5 9.0 3.9 7.0 2003 2.7 6.3 7.4 4.5 10.6 9.7 10.3 5.6 4.9 3.5 2.5 6.5 6.2 2004 2.6 1.7 8.4 5.6 10.8 14.7 10.7 9.9 5.2 4.6 3.2 2.9 6.7 2005 1.2 5.4 5.5 11.3 5.4 11.4 6.5 4.9 4.7 2.0 3.0 4.0 5.4 2006 5.6 4.3 3.7 5.5 5.8 11.1 6.8 6.9 7.2 3.9 3.1 4.0 5.7 2007 4.8 2.5 5.9 8.1 8.5 16.5 5.5 9.7 7.5 3.8 5.5 3.9 6.8 2008 6.1 7.5 4.7 6.2 9.1 11.0 13.1 8.8 9.4 7.1 4.8 MEDIA 4.6 5.1 6.0 7.0 8.6 11.9 12.7 9.9 7.7 5.3 4.2 4.5 7.3 MÁXIMO 12.3 14.4 11.4 14.1 14.3 19.1 25.1 14.7 15.9 9.3 9.0 9.7 9.7 MÍNIMO 1.2 1.6 2.2 2.9 3.5 4.6 5.5 4.2 4.7 2.0 2.3 1.5 5.1 DESV-STD 2.4 2.6 2.1 2.1 2.5 3.3 4.2 2.5 2.3 1.6 1.5 1.8 1.2 134 EMBALSE AGOYÁN Tabla 8.3 CAUDALES AFLUENTES MEDIOS MENSUALES - EMBALSE AGOYÁN AÑO ENE FEB MAR ABR MAY 1963 JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC MEDIA 122.4 95.7 100.3 76.9 68.7 85.0 123.5 96.1 1964 69.6 56.1 98.4 111.3 137.7 209.6 138.1 181.0 241.8 98.9 80.8 56.0 123.3 1965 60.0 61.1 72.8 96.8 163.9 250.3 193.4 141.6 131.1 104.8 154.8 87.9 126.5 1966 118.8 107.1 175.2 152.6 105.4 103.7 155.2 142.1 113.7 87.6 58.5 87.5 117.3 1967 151.9 90.2 81.3 74.6 84.7 188.9 238.2 200.8 113.1 134.0 88.8 63.8 125.9 1968 107.5 67.8 104.4 95.2 65.4 115.4 241.0 128.3 104.3 127.9 70.6 38.6 105.5 1969 47.1 63.7 78.4 143.7 108.6 167.9 154.8 184.5 144.4 84.2 105.1 123.5 117.2 1970 163.7 187.9 164.6 172.3 205.9 280.6 148.8 168.5 158.8 92.7 110.1 89.8 162.0 1971 76.8 76.1 138.4 136.3 108.6 177.8 193.7 184.0 158.4 133.5 90.8 287.1 146.8 1972 126.3 108.9 92.4 137.7 135.7 211.5 290.5 132.5 149.3 90.0 103.4 101.0 139.9 1973 123.1 120.7 110.2 138.8 155.2 133.2 174.5 181.2 156.8 99.3 68.2 46.5 125.6 1974 52.3 99.5 100.2 85.9 177.8 160.9 255.9 168.8 147.4 162.4 128.8 142.9 140.2 1975 155.1 137.1 154.6 129.5 145.2 316.2 254.2 249.9 156.6 154.8 131.9 80.6 172.1 1976 146.8 112.2 99.2 156.1 260.9 338.6 332.3 228.7 139.2 88.1 120.5 90.3 176.1 1977 65.0 134.1 160.6 166.7 118.2 175.8 164.2 132.4 141.3 116.5 71.9 82.6 127.4 1978 73.3 110.6 137.1 182.0 146.0 201.6 173.8 167.2 124.8 123.5 64.2 64.0 130.7 1979 50.5 41.7 75.4 102.0 115.5 126.8 108.4 109.7 88.4 75.1 55.6 69.2 84.9 1980 66.2 71.9 102.1 142.8 121.3 168.3 150.0 117.4 114.4 119.2 87.0 66.6 110.6 1981 48.2 77.3 96.7 93.2 81.4 99.5 153.8 75.9 84.1 64.1 64.3 68.1 83.9 1982 64.5 55.1 58.4 102.5 120.8 104.0 139.6 154.7 104.5 99.0 106.4 114.3 102.0 1983 122.7 139.3 164.5 215.8 241.4 117.9 118.0 123.6 137.3 139.5 75.5 85.4 140.1 1984 70.7 119.3 112.9 149.8 147.2 198.0 186.1 133.0 139.6 109.2 82.4 88.0 128.0 1985 54.3 68.9 79.8 68.8 144.5 177.4 170.4 147.6 97.5 92.3 64.2 54.0 101.6 1986 60.2 53.6 75.0 111.4 102.3 139.3 210.6 113.7 128.3 102.1 97.4 104.5 108.2 1987 83.4 175.7 118.4 167.0 201.4 132.3 134.4 112.8 104.7 109.4 68.1 76.7 123.7 1988 69.2 108.8 113.6 151.9 157.5 112.9 197.9 110.4 85.6 109.5 127.2 74.9 118.3 1989 115.1 101.7 159.6 112.0 222.3 316.5 251.7 111.6 93.6 113.7 76.5 55.2 144.1 1990 80.6 91.7 138.0 121.4 140.2 224.2 149.7 141.0 99.1 105.2 77.6 70.2 119.9 1991 68.1 112.9 93.8 92.7 118.2 140.1 222.3 151.0 93.3 77.7 80.7 64.2 109.6 1992 64.1 64.2 99.5 134.5 86.8 123.1 124.3 115.0 89.4 65.3 58.5 61.5 90.5 1993 58.9 78.6 145.1 163.7 114.5 161.1 184.3 117.7 120.4 89.1 59.1 74.4 113.9 1994 62.5 82.3 104.1 143.1 174.1 240.5 190.0 240.2 160.7 85.7 109.2 109.3 141.8 1995 89.3 64.2 62.2 80.1 102.0 110.1 154.8 70.3 80.5 59.3 90.4 62.0 85.4 135 1996 55.3 109.0 125.9 108.6 127.6 97.7 189.9 132.2 104.5 74.8 54.3 70.4 104.2 1997 65.2 135.0 109.0 103.9 165.8 89.3 195.4 121.1 85.9 72.4 114.2 109.6 113.9 1998 83.0 93.0 88.0 163.0 136.0 229.0 277.0 141.0 87.0 89.0 96.0 59.0 128.4 1999 79.0 115.0 126.0 266.0 190.0 184.0 163.0 193.0 125.2 118.0 47.0 85.0 140.9 2000 75.0 107.0 139.0 173.0 305.0 249.5 165.8 153.8 117.8 109.5 60.7 83.8 145.0 2001 78.8 97.1 82.1 134.0 113.5 244.1 145.2 169.9 100.1 65.4 64.2 66.7 113.4 2002 66.9 82.4 76.6 107.9 140.5 141.5 176.8 138.1 74.9 80.0 144.5 93.9 110.3 2003 71.6 85.5 90.6 97.6 161.5 142.0 141.5 89.5 77.0 69.7 67.9 103.2 99.8 2004 64.7 56.5 140.9 105.7 144.7 240.1 139.3 150.2 91.8 91.9 85.6 93.5 117.1 2005 55.3 89.0 123.5 194.8 104.0 172.6 125.4 78.5 73.3 54.8 66.2 86.3 102.0 2006 98.3 104.7 103.3 113.6 107.9 138.2 116.3 129.5 160.8 71.6 88.8 96.6 110.8 2007 97.1 60.1 95.7 150.5 138.8 400.6 101.2 168.3 138.7 84.6 119.7 87.7 136.9 2008 100.3 131.9 140.3 142.7 157.8 184.9 213.9 135.7 147.2 134.0 122.3 MEDIA 83.5 95.7 111.3 133.2 144.5 181.7 178.3 144.3 118.8 97.8 87.9 86.7 121.4 MÁXIMO 163.7 187.9 175.2 266.0 305.0 400.6 332.3 249.9 241.8 162.4 154.8 287.1 176.1 MÍNIMO 47.1 41.7 58.4 68.8 65.4 89.3 95.7 70.3 73.3 54.8 47.0 38.6 83.9 DESV-STD 30.7 31.9 30.2 38.9 47.9 70.3 52.0 39.8 33.2 25.4 26.2 37.5 21.3 136 Tabla 8.4 CAUDALES AFLUENTES MEDIOS MENSUALES - EMBALSE DAULE PERIPA AÑO ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC MEDIA 1950 26.1 286.6 816.8 327.6 95.4 72.6 28.9 15.6 11.3 15.8 12.3 113.9 151.9 1951 65.1 321.7 450.4 519.4 233.1 289.2 274.3 52.4 25.5 24.1 21.7 16.6 191.1 1952 72.6 198.2 158.8 277.9 183.0 94.3 66.2 34.1 37.9 14.4 7.5 22.0 97.2 1953 137.8 561.3 507.2 487.8 1054.0 87.8 61.1 30.6 25.3 22.2 30.3 21.8 252.3 1954 41.4 231.0 742.3 205.1 184.3 111.0 49.3 26.6 25.2 19.9 11.8 96.1 145.3 1955 521.5 444.9 428.3 449.8 146.1 23.6 55.9 31.9 31.8 14.2 11.5 10.3 180.8 1956 36.5 255.8 993.9 455.3 104.9 70.6 28.8 19.5 15.0 15.2 11.6 19.3 168.9 1957 37.1 530.7 605.0 282.3 524.3 251.5 177.5 38.9 42.7 21.1 12.9 21.4 212.1 1958 61.2 563.5 1036.0 383.4 164.2 89.4 20.1 19.5 14.6 17.1 11.4 18.2 199.9 1959 38.5 230.3 842.0 318.3 339.3 235.2 31.5 31.1 24.2 13.9 13.7 43.4 180.1 1960 91.3 198.5 436.6 566.5 188.8 13.3 19.3 15.9 15.2 10.2 6.7 6.7 130.8 1961 45.1 544.4 548.9 196.8 130.4 27.3 24.0 18.3 16.3 44.1 11.7 17.6 135.4 1962 96.2 255.4 630.8 631.0 153.6 66.7 27.8 14.8 15.6 9.2 12.2 11.6 160.4 1963 27.1 86.5 193.1 167.2 103.2 28.7 16.3 11.6 6.9 6.5 6.8 10.4 55.4 1964 178.8 321.2 688.2 759.2 118.4 45.0 29.7 23.5 21.2 18.2 15.2 16.8 186.3 1965 57.4 260.7 755.2 834.2 527.2 222.6 74.3 33.7 23.4 23.6 21.9 15.2 237.5 1966 252.6 532.1 634.1 235.4 144.8 72.8 28.2 26.6 15.7 18.4 12.4 15.6 165.7 1967 298.1 534.5 369.6 144.7 99.7 45.0 30.5 22.2 18.0 17.0 11.9 11.7 133.6 1968 36.9 136.0 167.5 163.5 38.4 28.5 21.3 16.0 14.1 10.3 9.3 8.8 54.2 1969 32.1 49.0 239.9 509.4 434.8 289.1 75.1 32.2 22.0 16.3 15.2 20.2 144.6 1970 63.1 170.3 167.0 858.4 358.2 80.9 37.4 25.5 20.0 16.0 14.1 16.5 152.3 1971 51.3 370.8 853.1 349.2 66.5 35.2 24.6 19.2 15.5 14.3 12.4 15.5 152.3 1972 66.3 369.4 608.7 405.8 150.6 464.4 208.0 64.4 37.3 34.1 24.5 108.7 211.9 1973 415.4 544.0 514.0 745.2 500.7 101.2 58.1 33.0 26.8 22.6 18.4 19.5 249.9 1974 28.8 329.2 275.6 98.2 121.7 37.5 26.0 18.4 14.0 12.9 9.8 21.1 82.8 1975 288.0 659.9 586.0 652.5 125.9 87.4 41.7 27.3 20.3 15.0 11.7 26.1 211.8 1976 369.7 585.9 734.2 743.5 543.1 152.0 61.9 32.6 16.9 16.9 15.6 22.2 274.5 1977 145.6 293.6 619.3 214.0 93.5 67.2 34.5 22.5 23.6 23.6 8.6 13.7 130.0 1978 60.1 315.8 215.9 297.0 250.7 49.7 27.3 18.4 11.5 11.5 11.5 10.2 106.6 1979 33.2 143.7 232.6 320.0 60.4 57.0 31.7 18.4 13.8 13.8 9.2 7.2 78.4 1980 12.8 117.6 109.2 423.3 186.8 57.9 27.1 18.0 11.0 11.0 10.1 10.2 82.9 1981 52.8 596.8 478.5 399.6 62.7 26.7 18.0 13.6 8.5 8.5 6.9 9.2 140.2 1982 57.6 263.6 112.2 143.9 103.1 53.2 22.9 14.4 10.0 10.0 600.9 768.1 180.0 1983 803.5 617.5 802.0 743.3 566.0 464.3 247.3 181.0 98.1 98.1 54.5 56.1 394.3 137 1984 43.8 448.2 627.4 447.3 214.0 68.1 39.5 22.8 14.5 14.5 10.3 42.7 166.1 1985 195.6 177.0 246.0 111.7 53.1 54.2 27.7 17.2 9.2 9.2 6.6 47.3 79.6 1986 151.0 120.0 220.7 338.5 210.1 50.7 27.5 18.6 12.6 13.7 13.0 19.0 99.6 1987 339.2 782.2 554.4 609.7 427.8 98.2 45.8 39.4 18.9 17.1 14.4 18.6 247.1 1988 112.8 374.0 218.7 167.3 237.3 54.6 40.4 37.0 32.0 31.6 42.4 47.8 116.3 1989 181.5 640.8 449.7 484.5 132.4 64.4 35.1 20.5 17.2 15.9 14.3 11.5 172.3 1990 40.1 203.7 338.9 382.9 106.2 35.7 22.5 10.3 7.0 4.2 2.8 13.7 97.3 1991 21.3 451.1 466.5 312.0 161.7 51.1 38.5 30.0 39.7 40.0 30.8 29.8 139.4 1992 206.5 495.5 1124.0 581.3 701.5 298.0 102.9 34.5 26.3 24.5 31.0 39.3 305.4 1993 122.3 578.2 693.4 785.0 327.5 76.3 34.9 27.3 20.7 13.7 19.8 36.6 228.0 1994 163.7 526.7 410.7 561.4 404.0 109.1 45.0 37.9 25.1 27.0 27.1 80.1 201.5 1995 272.6 458.8 168.2 344.0 126.8 85.1 56.0 41.6 27.2 30.7 24.7 40.6 139.7 1996 66.5 325.3 471.7 336.7 110.9 49.1 39.4 39.7 9.3 14.8 24.2 13.7 125.1 1997 77.6 336.9 436.8 558.1 437.8 507.0 411.7 502.8 464.9 498.3 39.0 864.2 427.9 1998 800.4 773.2 1317.0 1592.0 722.0 684.7 220.5 117.4 77.0 53.3 46.6 34.7 536.6 1999 57.5 652.6 593.0 736.7 267.4 90.5 42.4 12.9 16.3 11.3 8.4 35.8 210.4 2000 51.1 367.9 487.1 384.2 227.9 49.5 25.3 14.1 10.1 5.6 5.8 10.1 136.6 2001 242.9 328.7 572.5 756.3 212.2 48.7 24.3 14.0 7.8 4.5 4.7 11.3 185.7 2002 46.9 364.5 646.5 673.8 399.6 201.3 41.9 20.1 15.1 17.0 18.4 77.8 210.2 2003 285.2 442.8 311.4 324.0 167.7 53.5 26.8 12.1 3.8 10.6 5.8 31.7 139.6 2004 46.3 286.0 226.3 309.0 181.2 78.0 30.1 11.5 12.4 7.2 3.9 5.4 99.8 2005 27.1 187.2 302.6 569.4 82.7 18.4 7.6 3.7 0.6 0.6 2.1 9.2 100.9 2006 33.8 424.7 595.7 171.1 63.7 30.5 15.1 16.8 11.5 8.1 25.3 12.5 117.4 2007 80.5 335.7 391.1 450.4 162.8 90.1 15.5 7.0 0.2 1.1 0.5 3.9 128.2 2008 393.4 729.2 597.0 350.9 182.9 55.0 31.9 12.8 2.5 3.0 12.4 MEDIA 146.8 385.3 508.8 451.6 245.4 117.0 58.6 36.3 27.6 26.1 25.6 54.5 173.1 MÁXIMO 803.5 782.2 1317.0 1592.0 1054.0 684.7 411.7 502.8 464.9 498.3 600.9 864.2 536.6 MÍNIMO 12.8 49.0 109.2 98.2 38.4 13.3 7.6 3.7 0.2 0.6 0.5 3.9 54.2 DESV-STD 170.2 181.6 262.4 253.3 197.7 133.8 73.4 67.1 60.0 64.2 77.0 147.5 86.7 138 EMBALSE ELECAUSTRO Tabla 8.5 CAUDALES AFLUENTES MEDIOS MENSUALES - EMBALSE EQUIVALENTE ELECAUSTRO AÑO ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP 1988 OCT NOV DIC MEDIA 4.3 5.0 3.1 4.1 1989 6.1 5.3 5.5 3.3 3.8 5.5 4.6 2.7 3.6 5.4 2.4 0.9 4.1 1990 3.1 3.2 5.1 6.4 5.9 5.8 4.2 4.8 2.8 3.9 3.5 1.9 4.2 1991 2.4 2.8 5.9 5.0 5.3 5.3 6.5 4.5 3.8 2.8 4.3 2.7 4.3 1992 2.5 2.3 5.2 5.7 3.5 5.4 4.1 3.3 3.1 2.9 1.9 1.8 3.5 1993 2.2 4.9 8.5 4.4 4.3 6.1 5.5 3.7 3.8 3.7 3.8 4.1 4.6 1994 3.8 5.4 5.9 6.2 5.9 5.6 4.1 3.8 4.3 2.2 3.7 4.0 4.6 1995 1.1 2.0 2.1 3.4 5.1 4.1 4.7 2.1 1.9 2.2 6.1 5.5 3.4 1996 5.6 7.8 7.3 6.6 6.9 5.5 7.1 5.7 4.4 6.9 3.7 3.7 5.9 1997 2.5 5.6 8.8 9.5 11.5 3.6 8.8 5.2 3.7 2.7 11.6 7.8 6.8 1998 3.7 8.1 7.1 8.3 7.1 8.1 13.3 5.0 2.7 3.8 4.4 1.5 6.1 1999 4.3 9.5 9.3 14.7 11.7 5.0 6.4 7.7 5.6 5.5 2.5 5.7 7.3 2000 3.2 7.0 9.9 13.1 16.6 12.1 8.2 4.9 8.9 5.6 1.9 2.7 7.8 2001 5.6 4.6 7.5 7.5 6.3 10.6 7.6 9.1 4.9 2.2 3.0 4.5 6.1 2002 4.1 3.5 7.8 7.4 7.3 5.0 6.1 5.0 3.6 4.4 6.6 4.7 5.5 2003 2.2 3.2 2.0 4.5 14.1 7.4 8.5 4.2 3.0 2.6 3.0 3.1 4.8 2004 4.5 2.7 5.2 6.1 5.8 13.6 6.5 7.4 4.6 3.9 3.4 4.6 5.7 2005 2.2 4.2 8.5 10.9 7.2 9.8 4.1 2.8 2.3 2.7 4.3 4.0 5.3 2006 3.9 6.2 5.8 9.1 7.3 4.3 4.5 3.5 6.9 6.6 7.7 8.6 6.2 2007 2.2 1.4 6.1 9.9 7.6 16.2 5.3 5.8 4.0 4.4 7.9 5.1 6.3 2008 6.4 11.6 10.8 13.3 14.5 10.4 16.2 7.6 7.6 8.2 8.4 MEDIA 3.6 5.1 6.7 7.8 7.9 7.5 6.8 4.9 4.3 4.1 4.7 4.0 5.3 MÁXIMO 6.4 11.6 10.8 14.7 16.6 16.2 16.2 9.1 8.9 8.2 11.6 8.6 7.8 MÍNIMO 1.1 1.4 2.0 3.3 3.5 3.6 4.1 2.1 1.9 2.2 1.9 0.9 3.4 DESV-STD 1.5 2.7 2.3 3.3 3.7 3.5 3.2 1.9 1.8 1.7 2.5 2.0 1.3 139 CENTRAL ABANICO Tabla 8.6 CAUDALES AFLUENTES MEDIOS MENSUALES - CENTRAL ABANICO AÑO ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC MEDIA 1964 31.3 29.4 32.7 46.9 54.2 52.1 38.8 43.0 43.7 28.6 27.4 25.4 37.8 1965 26.5 24.5 27.2 35.4 52.6 68.1 53.0 41.2 40.5 34.4 39.4 26.7 39.1 1966 36.3 33.9 41.2 28.9 29.1 30.4 39.5 42.0 33.2 31.9 23.5 23.6 32.8 1967 33.7 23.5 21.8 30.4 46.9 46.2 58.7 49.8 30.1 34.2 24.6 23.3 35.3 1968 26.6 15.0 26.0 30.4 21.9 34.4 55.7 36.4 32.9 36.4 20.0 14.1 29.2 1969 17.0 23.5 25.7 46.4 35.2 41.6 41.2 45.4 36.7 26.1 26.6 32.5 33.2 1970 35.1 42.4 46.9 51.5 36.1 61.0 44.4 55.0 46.6 37.2 36.4 36.7 44.1 1971 32.3 33.4 55.1 44.7 37.8 55.5 47.6 60.7 56.5 41.2 28.2 26.4 43.3 1972 37.2 34.2 31.1 43.4 57.6 77.2 79.9 54.1 61.7 43.5 45.7 38.6 50.4 1973 52.7 78.4 63.1 64.2 51.3 62.9 61.6 63.7 46.1 26.2 34.2 25.3 52.5 1974 24.5 34.2 29.3 34.5 56.4 42.1 70.2 39.3 53.6 37.4 35.4 29.4 40.5 1975 32.9 24.9 41.6 37.6 43.3 63.3 55.7 51.3 36.5 50.4 36.2 24.7 41.5 1976 31.3 25.4 37.3 87.2 83.5 85.9 75.7 64.7 28.7 23.8 36.4 30.9 50.9 1977 28.3 58.9 60.2 55.4 54.9 63.7 66.8 50.9 51.8 56.2 36.8 36.0 51.7 1978 19.4 32.8 52.3 69.8 64.6 72.7 54.8 46.4 57.9 41.3 30.7 17.8 46.7 1979 20.9 12.0 28.0 45.1 55.8 51.6 54.8 44.2 38.4 28.6 25.1 29.0 36.1 1980 27.0 24.1 33.9 37.6 42.2 63.2 61.8 45.9 41.0 63.7 44.4 37.9 43.6 1981 30.9 40.4 30.6 64.6 58.4 64.0 65.1 47.9 51.3 38.2 29.3 48.4 47.4 1982 27.7 37.0 38.8 80.7 63.8 67.1 64.9 79.9 59.8 54.3 48.0 41.7 55.3 1983 51.3 45.4 70.8 62.5 67.1 61.5 43.0 39.4 37.4 47.7 16.4 15.6 46.5 1984 13.4 18.6 16.3 13.3 21.0 34.0 32.7 26.0 23.4 19.5 14.6 18.3 20.9 1985 12.8 13.0 13.3 31.2 35.7 69.9 43.9 42.7 31.0 41.0 32.1 20.8 32.3 1986 16.0 17.5 19.6 34.4 39.2 46.6 67.4 20.4 40.2 27.3 29.5 22.8 31.7 1987 23.1 48.5 44.1 56.8 67.0 63.8 52.8 43.2 46.6 42.9 17.2 34.7 45.1 1988 15.8 37.7 23.1 52.5 43.3 40.0 43.4 31.5 39.8 38.3 37.5 16.1 34.9 1989 23.5 24.8 41.0 34.2 58.2 68.1 50.9 34.8 24.6 40.0 16.1 8.0 35.4 1990 13.2 18.5 40.4 28.6 39.5 54.2 44.7 27.9 32.5 39.9 27.7 24.6 32.6 1991 19.1 21.9 33.4 23.8 48.6 45.2 45.8 34.7 21.7 27.3 48.8 25.4 33.0 1992 19.0 14.0 32.3 31.0 35.0 61.9 40.2 34.1 34.1 24.1 28.0 14.6 30.7 MEDIA 26.9 30.6 36.5 44.9 48.3 56.8 53.6 44.7 40.6 37.3 30.9 26.5 39.8 MÁXIMO 52.7 78.4 70.8 87.2 83.5 85.9 79.9 79.9 61.7 63.7 48.8 48.4 55.3 MÍNIMO 12.8 12.0 13.3 13.3 21.0 30.4 32.7 20.4 21.7 19.5 14.6 8.0 20.9 DESV-STD 10.1 14.6 14.0 17.3 14.4 13.7 12.0 12.6 11.0 10.5 9.4 9.3 8.3 140 CENTRAL SIBIMBE Tabla 8.7 CAUDALES AFLUENTES MEDIOS MENSUALES - CENTRAL SIBIMBE AÑO ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC MEDIA 1965 24.9 43.5 53.4 76.5 66.6 29.7 16.3 10.1 8.4 7.7 6.3 8.3 29.3 1966 21.2 37.2 32.5 22.2 16.7 11.9 9.1 8.0 5.1 5.1 4.4 4.9 14.9 1967 18.3 28.8 26.8 18.2 14.5 11.0 8.2 5.6 4.6 4.3 3.8 4.1 12.4 1968 10.0 19.3 22.1 21.1 11.3 8.3 5.7 4.6 4.1 4.1 3.7 4.2 9.9 1969 9.9 13.6 33.4 41.4 31.2 25.8 10.7 9.9 7.7 4.4 4.2 6.3 16.5 1970 18.6 27.0 24.0 31.4 28.6 15.1 9.8 8.7 7.8 6.0 4.9 6.6 15.7 1971 14.2 30.5 42.0 28.1 15.0 10.1 7.5 5.5 4.9 4.5 4.1 5.7 14.3 1972 17.8 29.0 55.5 42.2 39.9 33.0 14.9 10.8 9.1 10.6 12.0 23.5 24.9 1973 25.1 36.3 37.8 54.7 40.7 27.9 17.2 12.9 15.2 13.9 11.7 12.5 25.5 1974 20.3 48.9 43.7 32.0 32.9 22.2 13.6 8.4 9.5 19.6 22.2 30.5 25.3 1975 50.0 66.0 58.0 51.0 35.8 28.8 21.1 13.9 12.2 13.9 13.7 15.4 31.7 1976 43.0 55.4 53.1 58.8 43.8 25.6 14.1 9.8 4.5 4.3 8.8 14.2 28.0 1977 22.0 30.3 35.3 33.0 21.0 16.6 10.2 6.6 5.6 6.8 4.1 8.9 16.7 1978 21.1 25.5 32.3 47.4 42.4 16.2 12.1 7.6 5.9 5.4 4.6 6.3 18.9 1979 14.6 27.6 46.2 15.7 15.6 14.1 8.5 6.6 5.7 5.2 4.2 4.3 14.0 1980 7.6 35.5 28.1 48.8 32.0 16.9 9.9 7.2 5.6 4.8 4.4 10.5 17.6 1981 7.7 49.5 51.1 45.7 19.8 10.7 8.1 5.8 5.8 3.7 5.8 8.4 18.5 1982 20.1 37.0 29.2 37.0 38.0 19.0 9.2 6.8 6.2 8.5 32.1 49.8 24.4 1983 78.4 76.9 78.4 77.0 89.3 30.8 32.9 20.2 15.4 14.6 13.0 18.5 45.5 1984 23.2 55.6 71.0 50.3 30.1 15.2 11.6 8.9 11.7 6.9 5.3 10.9 25.1 1985 21.1 23.7 40.8 24.0 17.9 10.3 10.9 9.3 6.3 5.2 4.2 6.6 15.0 1986 31.7 43.2 39.9 48.7 30.0 14.6 10.9 5.8 4.9 4.5 4.5 4.8 20.3 1987 25.1 43.3 53.1 47.7 39.8 16.3 8.1 5.7 4.2 3.3 3.4 4.1 21.2 1988 20.4 46.0 34.2 34.6 31.0 11.5 6.9 4.8 3.7 3.2 3.0 3.4 16.9 1989 28.7 69.6 68.8 59.1 37.0 17.2 11.2 7.7 6.2 6.4 7.9 7.8 27.3 1990 10.6 35.8 30.0 39.4 25.3 13.9 9.1 6.7 5.2 4.6 3.9 7.7 16.0 1991 15.6 49.9 45.5 39.1 28.4 14.9 9.6 6.7 5.3 4.4 4.0 6.9 19.2 1992 30.2 57.3 81.7 65.8 55.3 29.5 13.0 7.8 5.2 4.2 3.8 4.6 29.9 1993 12.3 55.1 64.6 61.7 36.4 16.0 8.9 6.3 5.1 3.8 4.9 5.9 23.4 1994 25.4 47.6 45.1 50.0 28.9 11.6 6.4 4.6 4.1 3.2 3.0 7.9 19.8 MEDIA 23.0 41.5 45.3 43.4 33.2 18.2 11.5 8.1 6.8 6.6 7.2 10.5 21.3 MÁXIMO 78.4 76.9 81.7 77.0 89.3 33.0 32.9 20.2 15.4 19.6 32.1 49.8 45.5 MÍNIMO 7.6 13.6 22.1 15.7 11.3 8.3 5.7 4.6 3.7 3.2 3.0 3.4 9.9 DESV-STD 14.1 15.2 16.0 16.0 16.2 7.3 5.3 3.2 3.1 4.0 6.3 9.6 7.3 141 CENTRAL CALOPE Tabla 8.8 CAUDALES AFLUENTES MEDIOS MENSUALES - CENTRAL CALOPE AÑO ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC MEDIA 1963 7.2 15.6 19.1 17.3 12.1 7.8 6.1 5.2 4.5 4.0 3.6 3.9 8.8 1964 6.9 12.5 14.0 19.1 13.8 9.5 6.4 5.1 5.0 5.3 5.7 5.3 9.1 1965 11.8 16.2 19.5 26.7 21.7 10.4 6.2 4.5 4.8 5.8 7.5 6.0 11.8 1966 11.4 20.1 17.2 15.2 12.2 7.2 5.1 4.4 4.0 5.7 4.1 5.4 9.3 1967 13.5 22.5 18.8 10.4 10.0 8.0 5.4 4.3 3.8 2.7 2.2 2.2 8.6 1968 5.7 10.6 15.3 14.0 7.8 5.4 4.5 3.8 4.2 5.0 3.9 3.4 7.0 1969 6.6 10.1 14.0 21.7 14.5 11.3 7.1 5.3 4.8 4.6 5.0 6.9 9.3 1970 13.3 24.2 22.5 19.5 18.1 11.4 6.3 4.7 4.5 4.3 4.8 5.9 11.6 1971 11.9 28.0 34.1 21.6 11.4 8.3 5.1 4.2 4.5 5.2 4.9 4.7 12.0 1972 12.6 20.9 24.8 24.9 20.8 16.8 9.4 6.0 5.3 5.3 5.4 7.7 13.3 1973 9.2 19.7 18.0 22.4 20.1 11.9 7.7 5.9 6.2 5.8 5.1 5.4 11.4 1974 7.6 25.0 27.2 14.2 15.5 8.9 6.1 4.5 4.6 6.5 7.0 10.3 11.5 1975 20.9 34.0 29.6 21.7 14.4 10.5 7.7 5.6 5.1 5.3 5.3 5.8 13.8 1976 19.3 30.4 29.9 34.3 21.6 12.9 7.1 5.5 4.0 3.7 4.6 5.8 14.9 1977 9.6 17.1 20.7 20.2 12.7 8.2 5.9 4.5 4.3 4.3 3.5 4.6 9.6 1978 10.4 16.8 20.2 28.8 22.1 10.0 6.6 5.0 4.0 4.1 3.4 4.0 11.3 1979 6.7 9.3 23.5 18.8 15.5 11.1 7.2 5.4 5.4 4.5 3.4 3.2 9.5 1980 5.0 23.0 16.4 29.8 21.2 8.2 5.1 4.1 3.6 4.0 4.5 4.0 10.7 1981 6.2 25.1 24.9 20.6 19.8 3.3 2.8 3.9 3.7 3.3 3.8 4.4 10.1 1982 10.8 21.0 17.3 20.3 17.9 10.9 5.9 4.0 4.0 6.7 14.8 13.7 12.3 1983 25.6 22.3 22.4 25.3 22.1 13.8 7.1 5.3 5.6 5.0 5.1 7.1 13.9 1984 6.6 19.1 24.0 21.1 15.4 7.0 5.0 3.9 3.7 3.6 3.6 4.1 9.8 1985 9.4 10.9 18.0 13.2 10.6 6.6 5.0 4.3 3.6 3.2 2.9 3.5 7.6 1986 13.3 19.2 17.7 22.0 13.2 6.6 4.9 3.4 2.3 2.3 2.2 2.1 9.1 1987 6.6 11.7 17.6 19.0 17.8 9.4 5.7 4.3 3.3 2.9 2.5 2.8 8.6 1988 7.0 17.3 15.1 16.6 14.3 6.2 4.2 3.0 2.5 2.9 3.3 2.7 7.9 1989 11.3 26.2 21.4 18.8 18.0 11.6 8.1 5.7 4.6 5.0 4.7 4.6 11.6 1990 5.9 16.9 12.7 15.9 12.3 9.5 8.5 7.3 6.8 6.6 6.1 6.2 9.6 1991 8.1 16.2 19.7 18.0 13.8 8.8 7.4 6.6 6.6 6.5 6.5 7.0 10.4 1992 9.2 19.4 19.8 25.9 13.7 8.0 6.2 4.1 3.9 3.7 3.6 3.5 10.1 MEDIA 10.3 19.4 20.5 20.6 15.8 9.3 6.2 4.8 4.4 4.6 4.7 5.2 10.5 MÁXIMO 25.6 34.0 34.1 34.3 22.1 16.8 9.4 7.3 6.8 6.7 14.8 13.7 14.9 MÍNIMO 5.0 9.3 12.7 10.4 7.8 3.3 2.8 3.0 2.3 2.3 2.2 2.1 7.0 DESV-STD 4.8 6.1 5.1 5.2 4.0 2.7 1.4 0.9 1.0 1.2 2.3 2.4 1.9 142
