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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

FACULTAD DE INGENIERÍA

ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA

ESQUEMA BILATERAL PARA EL INTERCAMBIO DE ENERGÍA

ELÉCTRICA ECUADOR-PERÚ

PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENI ERO

ELÉCTRICO

ABRIL CARVAJAL EDWIN FABIÁN

DIRECTOR: DR. VÍCTOR HINOJOSA

Quito, marzo de 2008

I

DECLARACIÓN

Yo Edwin Fabián Abril Carvajal, declaro bajo juramento que el trabajo aquí

descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún

grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas

que se incluyen en este documento.

A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual

correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo

establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la

normatividad institucional vigente.

_________________________________

Edwin Fabián Abril Carvajal

II

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Edwin Fabián Abril Carvajal,

bajo mi supervisión.

________________________

Dr. Víctor Hinojosa

DIRECTOR DEL PROYECTO

III

Las personas a quien más debo agradecer es a mi familia. Mis padres Carlos y

Rosario, quienes me han apoyado en cada decisión que he tomado en mi vida y

siempre con una confianza ciega en mí. A ellos va dedicada esta tesis.

IV

AGRADECIMIENTOS

Este último año ha sido para mi el más importante, intenso y fascinante de mi

trayectoria universitaria. En este tiempo tuve la enorme suerte y satisfacción de

conocer y trabajar con personas que me ayudaron de una forma u otra en la

consecución del presente proyecto de titulación y a las que estoy profundamente

agradecido. Aunque el hecho de exponer una lista de personas siempre supone el

riesgo de olvidar a alguna de ellas, si quisiera hacer una especial mención de

agradecimiento para las siguientes personas.

En primer lugar, mi más amplio agradecimiento al Dr. Víctor Hugo Hinojosa,

Director de esta tesis, por su valiosa dirección y conclusión del mismo. A él

quisiera francamente agradecerle por la oportunidad y confianza que depositó en

mi.

De manera especial quisiera darle las gracias al Ing. Julio Gómez, por abrirme las

puertas de su oficina y atenderme con extrema amabilidad y paciencia mis

consultas e inquietudes en cada momento, persona a la que realmente admiro por

su generosidad profesional. Al Sr. Marco Pérez y a todo el personal de las

diferentes áreas del Centro Nacional de Control y Energía -CENACE y al personal

docente y administrativo de la Escuela Politécnica Nacional.

En estos momentos me gustaría mencionar a Lastenia y Teresa Abril, quienes me

acogieron en su hogar en el transcurso de mi adolescencia. Muchas gracias de

todo corazón Marujita y Teresita.

Al Dr. Manuel Cruz, Ing. Miguel Andrade e Ing. Santiago Espinosa, grandes

amigos a quienes guardo aprecio por el empuje que siempre me contagiaron y al

resto de mis amigos que hice fuera y dentro de la Universidad que merecen sin

duda este recordatorio.

V

CONTENIDO

CAPÍTULO 1: INTRODUCCIÓN Y ALCANCE ...................................................... 1

1.1 INTRODUCCIÓN.......................................................................................... 1

1.2 OBJETIVOS ................................................................................................. 4

1.2.1 OBJETIVO GENERAL ........................................................................... 4

1.2.2 OBJETIVOS PARTICULARES .............................................................. 5

1.3 ALCANCE..................................................................................................... 5

1.4 RESUMEN DEL TRABAJO .......................................................................... 6

1.4.1 CONTENIDO DE LA TESIS................................................................... 8

CAPÍTULO 2: INTEGRACIÓN ELÉCTRICA ....................................................... 10

2.1 INTRODUCCIÓN........................................................................................ 10

2.2 MERCADO REGIONAL DE ENERGÍA....................................................... 10

2.2.1 ANTECEDENTES................................................................................ 10

2.2.2 EL IMPACTO SOBRE LOS PRECIOS................................................. 18

2.2.3 PILARES FUNDAMENTALES ............................................................. 19

2.2.4 PROCESOS DE CREACIÓN............................................................... 21

2.2.5 REQUISITOS DE ESTABLECIMIENTO .............................................. 22

2.3 MERCADO ELÉCTRICO ANDINO............................................................. 24

2.3.1 ANTECEDENTES................................................................................ 24

2.3.2 BASES JURÍDICAS ............................................................................. 27

2.4 MERCADO DE ENERGÍA DEL ECUADOR ............................................... 34

2.4.1 ANTECEDENTES................................................................................ 34

2.5 MERCADO DE ENERGÍA DEL PERÚ ....................................................... 38

2.5.1 ANTECEDENTES................................................................................ 38

2.6 TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD: ANÁLISIS

DE NORMATIVA CONELEC No. 002/04 ............................................................. 40

CAPÍTULO 3: BENEFICIOS DEL INTERCAMBIO DE ENERGÍA ...................... 42

3.1 INTRODUCCIÓN........................................................................................ 42

3.2 COMERCIO INTERNACIONAL ................................................................. 42

3.3 TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD................. 48

VI

3.4 LAS RENTAS DE CONGESTIÓN .............................................................. 51

CAPÍTULO 4: METODOLOGÍAS ........................................................................ 55

4.1 INTRODUCCIÓN........................................................................................ 55

4.2 METODOLOGÍA: DESPACHO BILATERAL ECUADOR-PERÚ................. 55

4.2.1 ANTECEDENTES................................................................................ 55

4.2.2 CURVAS DE OFERTA......................................................................... 56

4.2.3 PRECIO O CARGO UMBRAL ............................................................. 58

4.2.4 FORMACIÓN DE PRECIOS................................................................ 60

4.2.5 DESCRIPCIÓN DEL PROCEDIMIENTO DE LA PROPUESTA........... 64

4.2.6 ANÁLISIS DE LA PROPUESTA .......................................................... 69

4.3 METODOLOGÍA: DECISIÓN DE INTERCAMBIOS ECUADOR-PERÚ ..... 70

4.3.1 ANTECEDENTES................................................................................ 70

4.3.2 DESCRIPCIÓN DEL PROCEDIMIENTO DE LA PROPUESTA........... 72

4.3.3 ANÁLISIS DE LA PROPUESTA .......................................................... 76

4.4 EJEMPLO DE APLICACIÓN PARA LA IMPORTACIÓN............................ 77

CAPÍTULO 5: ESTUDIO DE CASOS: IMPORTACIÓN/EXPORTACI ÓN ........... 83

5.1 INTRODUCCIÓN........................................................................................ 83

5.2 PAÍS EN CONDICIÓN DE IMPORTACIÓN................................................ 83

5.2.1 ANTECEDENTES................................................................................ 83

5.2.2 CONSIDERACIONES INICIALES........................................................ 84

5.2.3 ANÁLISIS DE RESULTADOS.............................................................. 86

5.3 COMPARACIÓN CON LA SITUACIÓN DE EMERGENCIA DE MACHALA

DEL 2005 ............................................................................................................. 90

5.4 PAÍS EN CONDICIÓN DE EXPORTACIÓN............................................... 92

5.4.1 ANTECEDENTES................................................................................ 92

5.4.2 CONSIDERACIONES INICIALES........................................................ 92

5.4.3 ANÁLISIS DE RESULTADOS.............................................................. 94

CAPÍTULO 6: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................ 98

6.1 CONCLUSIONES....................................................................................... 98

6.2 RECOMENDACIONES ............................................................................ 100

VII

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS .................................................................. 102

ANEXOS ............................................................................................................ 105

ANEXO A: ALGORITMO PARA LA METODOLOGÍA DE

DESPACHO BILATERAL ECUADOR-PERÚ..................................................... 105

ANEXO B: PROGRAMACIÓN DINÁMICA......................................................... 107

B.1 CARACTERÍSTICAS DE UN PROBLEMA DE PROGRAMACIÓN

DINÁMICA.......................................................................................................... 107

ANEXO C: ALGORITMO PARA METODOLOGÍA DE DECISIÓN DE

INTERCAMBIOS ECUADOR-PERÚ .................................................................. 109

ANEXO D: OFERTA DE GENERACIÓN DEL SISTEMA

ECUATORIANO Y PERUANO........................................................................... 115

ANEXO E: DESPACHOS DE LOS MERCADOS ELÉCTRICOS

(ECUATORIANO Y PERUANO)......................................................................... 121

E.1 DESPACHO ECONÓMICO DIARIO PROGRAMADO DE ECUADOR Y

COLOMBIA (AUTÓNOMO)................................................................................ 121

E.2 DESPACHO ECONÓMICO DIARIO PROGRAMADO DE ECUADOR Y

COLOMBIA (IMPORTACIÓN)............................................................................ 123

E.3 DESPACHO ECONÓMICO DIARIO PROGRAMADO DE PERÚ

(AUTÓNOMO).................................................................................................... 125

E.4 DESPACHO ECONÓMICO DIARIO PROGRAMADO DE PERÚ

(EXPORTACIÓN)............................................................................................... 127

ANEXO F: RESULTADOS DE SIMULACIONES............................................... 129

F.1 IMPORTACIÓN/EXPORTACIÓN (21-27 MAYO/2005).............................. 129

F.1.1 RESULTADOS PARA EL DÍA 21 DE MAYO DEL 2005 ........................ 129







F.2 EXPORTACIÓN (JUNIO/2007) ................................................................... 143

F.2.1 RESULTADOS PARA UN DÍA LABORABLE ........................................ 143

F.2.2 RESULTADOS PARA UN DÍA SEMILABORABLE................................ 144

VIII

F.2.3 RESULTADOS PARA UN DÍA NO LABORABLE.................................. 146

ANEXO G: CÓDIGO FUENTE DE LOS PROGRAMAS PARA EL

INTERCAMBIO BILATERAL DE ELECTRICIDAD............................................. 148

G.1 METODOLOGÍA: DESPACHO BILATERAL ECUADOR-PERÚ.................. 148

G.2 METODOLOGÍA: DECISIÓN DE INTERCAMBIOS ECUADOR-PERÚ....... 153

IX

LISTA DE FIGURAS

Figura 1.1 Esquema de Organismos Andinos para el Sector Eléctrico ................ 2

Figura 2.1 Centrales e Interconexiones Internacionales..................................... 13

Figura 2.2 Pilares fundamentales de integración................................................ 20

Figura 2.3 Volumen de exportación/importación de Colombia, Ecuador, Perú y

Venezuela ............................................................................................................ 26

Figura 2.4 Precios de Corto Plazo y de Contratos a Término de Colombia,

Ecuador y Perú..................................................................................................... 27

Figura 2.5 Estructura Institucional y funciones del MEM ecuatoriano ............... 35

Figura 2.6 Evolución de las transacciones económicas negociadas en el MEM

ecuatoriano hasta septiembre del 2007 ............................................................... 37

Figura 2.7 Actores que intervienen en el Mercado Eléctrico de Perú ................. 39

Figura 3.1 Equilibrio del Mercado ........................................................................ 43

Figura 3.2 Equilibrio del mercado exportador ...................................................... 44

Figura 3.3 Áreas para el mercado exportador ..................................................... 45

Figura 3.4 Equilibrio del mercado importador ...................................................... 46

Figura 3.5 Áreas de beneficios para el Mercado importador ............................... 47

Figura 3.6 Beneficios derivados de una TIE........................................................ 49

Figura 3.7 Perjuicios derivados de una TIE......................................................... 50

Figura 3.8 Beneficios netos derivados de una TIE .............................................. 50

Figura 4.1 Curvas de oferta................................................................................ 57

Figura 4.2 Cargos asociados a la entrega de electricidad.................................. 58

Figura 4.3 Curvas de oferta frente al cargo umbral ............................................ 59

Figura 4.4 Comparación de curvas de oferta...................................................... 60

Figura 4.5 Período horario para el Intercambio Bilateral de Energía, 21 de mayo

del 2005 ............................................................................................................... 80

Figura 4.6 Beneficios económicos de Ecuador al importar energía, 21 de mayo

del 2005 ............................................................................................................... 81

Figura 4.7 Beneficios económicos de Perú al exportar energía, 21 de mayo del

2005 82

Figura 5.1 Demandas radiales El Oro entre el 21 y 27 Mayo del 2005 .............. 85

X

Figura 5.2 Costos marginales ponderados del MEM ecuatoriano durante la

semana del 21-27 mayo del 2005 (antes y después de la importación)............... 87

Figura 5.3 Costos marginales promedio del sistema peruano durante la semana

del 21-27 mayo del 2005 (antes y después de la exportación) ............................ 87

Figura 5.4 Beneficio económico de Ecuador frente a la importación de

electricidad desde Perú........................................................................................ 88

Figura 5.5 Beneficio económico de Perú frente a la exportación de electricidad

hacia Ecuador ...................................................................................................... 89

Figura 5.6 Demanda radial de Zorritos para el período junio del 2007............... 93

Figura 5.7 Precios marginales ponderados del MEM ecuatoriano durante el

período junio del 2007 (antes y después de la exportación) ................................ 95

Figura 5.8 Cargos asociados a la exportación mes de junio del 2007................ 96

Figura 5.9 Beneficio económico de metodologías frente al caso de exportación

de electricidad ...................................................................................................... 97

Figura A.1 Algoritmo para la Metodología Bilateral Ecuador-Perú .................... 105

Figura C.1 Grafo orientado Metodología de la Decisión de Intercambio ........... 110

Figura F.1 Períodos para la importación de electricidad desde Perú, 21 de mayo

del 2005 ............................................................................................................. 129

Figura F.2 Beneficios económicos de Ecuador por importación de electricidad, 21

de mayo del 2005.............................................................................................. 130

Figura F.3 Beneficios económicos de Perú por exportación de electricidad, 21 de

mayo del 2005.................................................................................................... 130


del 2005 ............................................................................................................. 131


de mayo del 2005............................................................................................... 132


mayo del 2005.................................................................................................... 132


del 2005 ............................................................................................................. 133


de mayo del 2005............................................................................................... 134

XI


mayo del 2005.................................................................................................... 134


del 2005 ............................................................................................................. 135

Figura F.11 Beneficios económicos de Ecuador por importación de electricidad,

24 de mayo del 2005.......................................................................................... 136


mayo del 2005.................................................................................................... 136


del 2005 ............................................................................................................. 137


25 de mayo del 2005.......................................................................................... 138


mayo del 2005.................................................................................................... 138


del 2005 ............................................................................................................. 139


26 de mayo del 2005.......................................................................................... 140


mayo del 2005.................................................................................................... 140


del 2005 ............................................................................................................. 141


27 de mayo del 2005.......................................................................................... 142


mayo del 2005.................................................................................................... 142

Figura F.22 Períodos para la exportación de electricidad hacia Perú para un día

laborable............................................................................................................. 143

Figura F.23 Beneficios económicos de la exportación de electricidad para un día

laborable............................................................................................................. 144


semilaborable ..................................................................................................... 145

XII


semilaborable ..................................................................................................... 145


no laborable........................................................................................................ 146


no laborable........................................................................................................ 147

XIII

LISTA DE TABLAS

Tabla 2.1 Exportaciones e importaciones de energía en el MER-2006 .............. 12

Tabla 2.2 Interconexiones Internacionales Menores MER.................................. 14

Tabla 2.3 Interconexiones Internacionales Mayores MER.................................. 14

Tabla 2.4 Centrales binacionales MER............................................................... 15

Tabla 3.1 Balance de excedentes para el mercado exportador........................... 45

Tabla 3.2 Balance de beneficios para el mercado importador ............................. 47

Tabla 3.3 Rentas de congestión Ecuador-Colombia............................................ 54

Tabla 4.1 Variables binarias en Restricciones Operativas - Decisión de

Intercambio entre Ecuador y Perú....................................................................... 76

Tabla 4.2 Datos iniciales para las simulaciones de Intercambio Bilateral, 21 de

mayo del 2005...................................................................................................... 78

Tabla 4.3 Resultados de las simulaciones frente al Intercambio Bilateral de

Energía, 21 de mayo del 2005 ............................................................................. 80

Tabla 5.1 Comparación de modelos .................................................................... 91

Tabla C.1 Proceso Recursividad de avance (inicial).......................................... 111

Tabla C.2 Proceso Recursividad de avance (final) ............................................ 114

Tabla D.1 Oferta de generación del sistema eléctrico ecuatoriano, 2005.......... 115

Tabla D.2 Oferta de generación del sistema eléctrico ecuatoriano, 2007.......... 115

Tabla D.3 Costos variables de producción del sistema eléctrico ecuatoriano,

2005.. ................................................................................................................. 116

Tabla D.4 Costos variables de producción del sistema eléctrico ecuatoriano,

2007.. ................................................................................................................. 117

Tabla D.5 Oferta de generación del sistema eléctrico peruano, 2005 ............... 118

Tabla D.6 Oferta de generación del sistema eléctrico peruano, 2007 ............... 118

Tabla D.7 Costos variables de producción del sistema eléctrico peruano, 2005119


Tabla E.1 Despacho Económico Diario Programado (Autónomo) de Ecuador y

Colombia interconectados, 21 de mayo del 2005............................................... 122

Tabla E.2 Despacho Económico Diario Programado de Ecuador, Colombia y Perú

interconectados, 21 de mayo del 2005............................................................... 124

XIV

Tabla E.3 Despacho Económico Diario Programado de Perú (autónomo), 21 de

mayo del 2005.................................................................................................... 126

Tabla E.4 Despacho Económico Diario Programado de Perú (exportación), 21 de

mayo del 2005.................................................................................................... 128

Tabla F.1 Importación/Exportación de electricidad, 21 de mayo del 2005......... 129







Tabla F.8 Exportación de electricidad para un día laborable ............................. 143

Tabla F.9 Exportación de electricidad para un día semilaborable...................... 144

Tabla F.10 Exportación de electricidad para un día no laborable ...................... 146

CAPÍTULO 1 1

Introducción y Alcance

CAPÍTULO 1

INTRODUCCIÓN Y ALCANCE

1.1 INTRODUCCIÓN

En los últimos años la economía mundial ha mostrado una tendencia a la

integración de mercados debido a las ventajas comparativas y competitivas que

esta estrategia ofrece y que apenas se están aprovechando. El sector eléctrico

desempeña un importante papel dinámico en la economía de la gran mayoría de

los países por ser quién genera, distribuye y comercializa parte de la energía

eléctrica necesaria para poner en funcionamiento día a día empresas, hogares e

infinidad de funciones que serían impensables de realizar sin este servicio. El

sector eléctrico no es ajeno a este fenómeno y por esto su mercado muestra

claras tendencias de integración regional que apuntan a la conformación de

mercados eléctricos comunes para varios países, por ello las empresas del sector

eléctrico deben enfocar sus esfuerzos hacia este objetivo pues este es el

panorama del mercado en el futuro.

La firma del Acuerdo de Cartagena dio inicio al proceso de integración andino,

esta iniciativa de Bolivia, Colombia, Ecuador, Chile (que luego se retiró), Perú y

Venezuela nació como una nueva opción dentro del proceso más amplio de

integración latinoamericana. En diciembre de 2002 se aprobó la Decisión CAN

5361, que brindó el marco jurídico comunitario para impulsar el desarrollo del tema

eléctrico entre los países miembros.

Producto de esta Decisión iniciaron sus trabajos el Comité Andino de Organismos

Normativos y Organismos Reguladores de Servicios de Electricidad -CANREL, así

1 Marco General para la interconexión subregional de sistemas eléctricos e intercambio

intracomunitario de electricidad.

CAPÍTULO 1 2


como sus Grupos Técnicos: Grupo de Trabajo de Organismos Reguladores de

Servicios de Electricidad -GTOR, creado en junio de 2003 y encargado de

formular propuestas conducentes al avance del proceso de armonización de los

marcos normativos necesarios para la plena implementación de la interconexión

subregional de sistemas eléctricos e intercambio intracomunitario de electricidad y

el Grupo de Trabajo de Organismos Planificadores de Servicios de Electricidad

-GOPLAN, creado en enero de 2004 y encargado de elaborar propuestas y

realizar acciones de coordinación con las entidades energéticas y eléctricas de los

países andinos. La figura 1.1 presenta el esquema estructural de los Organismos

Andinos para el sector eléctrico:

Figura 1.1 Esquema de Organismos Andinos para el Sector Eléctrico

Fuente. http://www.comunidadandina.org/

En el marco de esta Decisión, en marzo de 2003 se inauguró la interconexión

eléctrica Colombia-Ecuador, con importantes beneficios para ambos países.

Las figuras 1.2 y 1.3 muestran la interconexión eléctrica a 220 kV entre las

subestaciones de Machala y Zorritos ubicados en Ecuador y Perú

respectivamente. Según la Empresa Nacional de Transmisión de Ecuador

-TRANSELECTRIC S.A, la longitud total de la interconexión es de 112 km.

CAPÍTULO 1 3


Figura 1.2 Mapa geográfico de la interconexión Ecuador-Perú 220 kV

Figura 1.3 Diagrama unifilar de la interconexión Ecuador-Perú 220 kV

Fuente. TRANSELECTRIC S.A.

La importancia de encontrar soluciones frente a los posibles obstáculos de

integración, reside en el hecho que es probable que los actores perjudicados

CAPÍTULO 1 4


generen resistencia u oposición al proceso de integración. Esto constituye una

barrera significativa a la integración, más el camino hacia la integración de

mercados eléctricos no debe considerar los beneficios a nivel de actores del

mercado eléctrico, ni siquiera a nivel de país, sino debe considerar los beneficios

a nivel regional de tal forma de reinvertirlos en las zonas con menor grado de

desarrollo energético de la región.

Si analizamos el caso de la importación de energía eléctrica se encuentra que

debido a la exportación de energía los costos marginales en el importador se ven

disminuidos debido a que ingresa generación más eficiente. Por lo que la

demanda se ve beneficiada debido a que ve un costo marginal menor (Beneficio

de la demanda), en cambio los generadores se ven perjudicados debido a que

perciben un costo marginal menor por su energía y existen generadores que son

desplazados (Perjuicio para la generación). Si se analiza el beneficio neto para el

país importador, resulta que es positivo. Para el caso del país exportador es un

análisis similar.

En este sentido, en esta investigación se plantea dos propuestas metodológicas:

Despacho Bilateral y Decisión de Intercambios, las cuales buscan la integración

eléctrica entre los mercados eléctricos de Ecuador y Perú. Se considera a

Ecuador y Colombia como un solo sistema.

Por todo lo anterior es importante conocer y analizar las propuestas que permitan

el intercambio de energía eléctrica en forma bilateral y cuantificar los beneficios

derivados de las transacciones de intercambio.

1.2 OBJETIVOS

1.2.1 OBJETIVO GENERAL

Analizar el beneficio de propuestas para el intercambio bilateral de electricidad

entre Ecuador-Perú, como una alternativa al Despacho Coordinado Tripartito

CAPÍTULO 1 5


Colombia-Ecuador-Perú desarrollado por los organismos reguladores y

operadores de los países involucrados.

1.2.2 OBJETIVOS PARTICULARES

Analizar escenarios de aplicación: importación/exportación para ambas

metodologías, bajo la interacción de los despachos económicos de cada país.

Resolver el problema de Decisión de Intercambios de energía utilizando la

programación dinámica.

Determinar el beneficio sobre el intercambio de energía considerando

Colombia-Ecuador como un solo parque generador y su interacción con Perú.

1.3 ALCANCE

En el marco de la Decisión CAN 536, los países andinos han emprendido en el

desarrollo de las Transacciones Internacionales de Electricidad -TIE. Por lo que

hasta el momento en Ecuador se disponen de dos interconexiones eléctricas con

Colombia: un enlace de 138 kV, que es una conexión radial y el enlace de 230 kV,

de tipo sincronizada. En base a esta misma política, el país colaboró en el

desarrollo de la interconexión eléctrica en conjunto con el sistema peruano, que

es un enlace a 220 kV de tipo radial.

En la actualidad el sistema nacional es deficitario en energía, por lo tanto, es

necesario analizar escenarios que permitan la inclusión de la interconexión

existente entre Ecuador y Perú, incentivando la competencia del mercado con

costos económicos que reflejen calidad y eficiencia. Para una mejor decisión de

intercambio a efecto de que propuesta presenta el mayor beneficio posible, se

analiza las propuestas desarrolladas en conjunto por los administradores de

CAPÍTULO 1 6


mercado de ambos países, donde se simulará los siguientes escenarios: Ecuador

toma el papel de país importador de energía eléctrica frente a Perú y Ecuador

como país exportador de energía eléctrica hacia Perú o de llegar a presentarse

una transacción de energía no exitosa entre ambos países.

1.4 RESUMEN DEL TRABAJO

El proyecto de integrar los sistemas nacionales por medio de la interconexión

eléctrica binacional entre Ecuador y Perú fue terminado en septiembre del 2004 y

es una parte de un plan superior que abarca toda la región y que ya viene dando

sus frutos como fue el caso entre Colombia y Ecuador, por citar un ejemplo

cercano.

La idea de ultimar los detalles para poner en ejecución esquemas bilaterales que

permitan la comercialización de la energía eléctrica como tal requiere además de

la red de interconexión, metodologías que faciliten el intercambio de energía

eléctrica binacional entre Ecuador y Perú. Estos intercambios traen consigo

beneficios económicos para ambos países y permitirán que situaciones como la

emergencia de Machala vivida en el 2005 o épocas de estiaje, no afecten el

suministro de energía eléctrica a los consumidores ecuatorianos.

Las metodologías para el intercambio bilateral de electricidad entre Ecuador y

Perú, son las siguientes: Metodología de Despacho Bilateral, la cual desde un

inicio (hora cero) decide habilitar o deshabilitar la importación/exportación de

energía en base a la comparación de costos totales para el período diario y una

segunda Metodología que es Decisión de Intercambios, representada por medio

de un problema de optimización que realiza una búsqueda exhaustiva de todas

las posibles opciones de intercambio en el período horario. Ambas metodologías

determinan los períodos en los cuales es posible importar/exportar energía

eléctrica, generando estas transferencias beneficios para los países

interconectados.

CAPÍTULO 1 7


Entonces, en esta investigación se realizó la comparación de ambas

metodologías y se cuantificó los beneficios económicos para la

importación/exportación de energía eléctrica.

La consideración en el presente trabajo se realiza exclusivamente desde un punto

de vista de una posible vinculación del mercado eléctrico peruano y no como

análisis o posición respecto de la situación interna del Perú.

Por lo tanto, se determinan los períodos que le representen el mayor beneficio al

país resultado de cada metodología, a fin de determinar una de las propuestas

que permitan el intercambio bilateral de electricidad de corto plazo, considerando

condiciones iniciales y restricciones de interconexión para abastecer la demanda

radial en un horizonte de 24 horas.

Al problema total se lo ha fraccionado en las siguientes etapas:

Para el escenario de importación de energía eléctrica desde el sistema

peruano, se procede a determinar los datos de inicialización que son los costos

marginales de energía para Ecuador, en base a los despachos económicos

diarios programados con y sin el abastecimiento desde Perú, a fin de proceder

a determinar los períodos para el intercambio bilateral de electricidad.

Para el caso de exportación de energía eléctrica hacia el sistema peruano, de

igual forma se procede a determinar los costos marginales de energía para

Ecuador como datos de inicialización, en base a los despachos económicos

diarios programados con y sin la inclusión de la demanda radial de Perú,

adicional a ello se incluirá los cargos asociados a la exportación2, a fin de

proceder a determinar los períodos para el intercambio bilateral de electricidad.

2 Mensuales: costo equivalente de potencia remunerable, costo de reserva adicional de potencia,

costo de reserva para regulación secundaria de frecuencia, costo de arranque TV y costo fijo de

transmisión. Horarios: generación obligada y forzada, remuneración variable de transmisión (tramo

ecuatoriano).

CAPÍTULO 1 8


Se resuelve el problema de determinación de períodos horarios para el

intercambio de electricidad tanto para las propuestas metodológicas de

Despacho Bilateral y Decisión de Intercambios por medio de la comparación de

costos totales y utilizando la programación dinámica respectivamente.

Una vez obtenido los períodos para el intercambio de electricidad, se analizará

el beneficio económico que representa cada metodología, en base a la

diferencia de precios antes y después de la importación/exportación de energía

eléctrica.

1.4.1 CONTENIDO DE LA TESIS

Capítulo 1

Este capítulo recoge una introducción y alcance del presente proyecto de

titulación, además de citar los objetivos generales y particulares que se pretenden

alcanzar y una breve descripción del proyecto a seguir para cumplir con este

propósito.

Capítulo 2

Este capítulo contiene una presentación teórica sobre el proceso de integración

del mercado eléctrico de los países andinos como conceptos del Mercado

Regional de Energía, Mercado Eléctrico de la Comunidad Andina de Naciones

-CAN, el Mercado Eléctrico de Ecuador y Perú junto a temas relacionados a la

integración regional dentro de los cuales se sustenta el proyecto.

Capítulo 3

Este capítulo presenta una descripción sobre los beneficios económicos derivados

del intercambio de energía eléctrica, representado por medio de curvas que

faciliten la interpretación de los beneficios netos para los países involucrados en

CAPÍTULO 1 9


el intercambio. Por último se presenta un breve resumen sobre las rentas de

congestión.

Capítulo 4

Este capítulo describe las metodologías que permitan el intercambio bilateral de

energía eléctrica entre Ecuador y Perú. Estas metodologías incluyen un análisis

para cada método, argumentos que justificarían una posible conciliación entre

ambos países frente a la importación/exportación de electricidad.

Además, se presentan conceptos sobre el Despacho Bilateral, Decisión de

Intercambios y una descripción sobre los cargos asociados a la

importación/exportación de energía eléctrica.

Capítulo 5

En esta sección se realiza un análisis en base a los resultados obtenidos a fin de

efectuar una comparación entre ambas propuestas descritas en el Capítulo 4.

Los resultados obtenidos provienen de las simulaciones para los casos de

importación/exportación de energía eléctrica entre Ecuador y Perú a través de una

aplicación desarrollada en EXCEL®.

Capítulo 6

Se citan las principales conclusiones y recomendaciones del presente proyecto de

titulación.

CAPÍTULO 2 10

Integración Eléctrica

CAPÍTULO 2

INTEGRACIÓN ELÉCTRICA

2.1 INTRODUCCIÓN

En este capítulo, se presenta una descripción sobre el proceso de integración del

mercado eléctrico de los países andinos, pues se ha visto en los últimos años una

tendencia a la integración de mercados. Se detallan las ventajas comparativas y

competitivas que esta estrategia ofrece y que apenas se están aprovechando.

Se describe el Mercado Regional de Energía, el Mercado Eléctrico de la

Comunidad Andina de Naciones y el Mercado Eléctrico de Ecuador y Perú.

2.2 MERCADO REGIONAL DE ENERGÍA

2.2.1 ANTECEDENTES

Mercado Regional se considera aquel que abarca el territorio de diferentes

naciones o incluso estados/provincias dentro de un mismo país, donde

previamente existían mercados independientes. La mayor extensión de un

mercado, permite aprovechar los recursos disponibles en cada mercado en

conjunto con los mercados que se integran sin distinción de su localización.

Además se debe tener en cuenta las limitaciones y costes impuestos por el

transporte de los productos.

La energía eléctrica por su importancia en el sector productivo en cualquier país,

se considera un bien o producto estratégico no almacenable que se debe

comercializar e intercambiar entre países. Un país puede resultar tener ventajas

CAPÍTULO 2 11


naturales o adquiridas sobre otro país y siempre es más ventajoso para éste

comprar energía en el país vecino que producirla por su cuenta.

Dentro del contexto de los mercados regionales, es necesario tomar a

consideración lo siguiente: [1]

“Si el mercado va a estar compuesto por intercambios entre los operadores

del sistema de los diferentes países o van a ser los propios agentes

individuales los que realicen las transacciones transnacionales. Por

ejemplo, el mercado de la Unión Europea se basa en que un generador

individual puede libremente decidir exportar si detecta que existe un precio

atractivo en otro país y tras haber realizado una serie de acciones que

permiten coordinar el uso de las interconexiones a lo largo de toda la

región, puede ofertar su energía en el mercado de otro país vecino. Sin

embargo, en el mercado centroamericano y andino, son los operadores del

mercado nacional los que representan a los generadores ubicados en su

país a la hora de participar en el mercado regional, de modo que el

operador es el que gestiona el conjunto del parque generador de su país y

determina los intercambios internacionales más rentables comparándolo

con las ofertas que le hacen los demás operadores, más no por una

intervención individual por parte de los generadores”.

La importancia en definir la integración es usar los recursos regionales que no se

pueden traer desde otra región como la energía eléctrica. Pues cuando existe

integración entre dos mercados, se genera energía más económica además de

beneficios entre las partes. Por medio de la integración, se minimiza las

inversiones que se requiere y por lo tanto son menos costosas.

Entre las ventajas económicas que la integración brinda se encuentran las

siguientes:

CAPÍTULO 2 12


Amplía mercados y crea economías de escala3.

Promueve la competencia entre oferentes.

Disminuye los costos de producción e incrementa la productividad.

Crea nuevas oportunidades de negocios y de inversiones.

Fortalece actores económicos de la región.

Por lo tanto, la integración potencia la competitividad de la región.

La visión de la CAN, MERCOSUR y de los organismos integrados de la región, ha

sido posibilitar el máximo aprovechamiento de los recursos energéticos de la

región, las diferencias estacionales y horarias y por ende la complementariedad,

para efectuar el abastecimiento energético integrado regional y supraregional.

En la tabla 2.1, se muestra el volumen de energía exportada e importada entre los

países de la Comisión de Integración Energética Regional-CIER, durante el año

2006.

Valores en GWh

Argentina Brasil Colombia Ecuador Paraguay Perú Uruguay Ve nezuelaArgentina 593 6.608 7 7.208Brasil 76 39.269 10 510 39.865Chile 2.285 2.285Colombia 1 31 32Ecuador 1.570 1.570Paraguay 1 1Uruguay 2.024 809 2.833

4.385 1.403 1.570 1 45.877 0 48 510 53.794

IMP

OR

TA

DO

R

Total Exp.

Total Imp.EXPORTADOR

Tabla 2.1 Exportaciones e importaciones de energía en el MER-2006

Fuente. Congreso Internacional CIER 2007

3 Se refiere al poder que se tiene al alcanzar un nivel óptimo de producción para ir produciendo

más a menor costo; es decir, a medida que la producción de un bien crece sus costos por unidad

producida se reducen. Cuando más se produce, menos le cuesta producir cada unidad.

CAPÍTULO 2 13


La figura 2.1 y las tablas 2.2, 2.3 y 2.4 muestran las interconexiones

internacionales existentes, en estado operativo y las que se encuentran bajo

estudio o construcción. Además de las principales centrales binacionales.

Figura 2.1 Centrales e Interconexiones Internacionales


CAPÍTULO 2 14


Países UbicaciónTensión

(kV)Observaciones

Ar-Bo La Quiaca (Ar) - Villazón (Bo) 13,2 ExistenteAr-Bo Pocitos (Ar) - Yacuiba (Bo) 33 ExistenteAr-Cl Río Turbio (Ar) - Puerto Natales (Cl) 33 ExistenteAr-Py Posadas (Ar) - Encarnación (Py) 33 Operativa, 10 MWAr-Uy Concordia (Ar) - Salto (Uy) 30 ExistenteBo-Br Puerto Suárez (Bo) - Corumbá (Br) 13,8 OperativaBo-Br San Matías (Bo) - Coriza (Br) 34,5 OperativaBo-Pe Desaguadero (Bo) - Zepita (Pe) 24,9 OperativaBo-Pe Casani (Bo) - Yunguyo(Pe) 24,9 OperativaBr-Co Tabatinga (Br) - Leticia (Co) 13,8 ExistenteBr-Py Ponta Pora (Br) - Pedro J. Caballero (Py) 22 Operativa, 3 MWCo-Ve Arauca (Co) - Guasdualito (Ve) 34,5 Operativa, 6 MWCo-Ve Pto. Careño (Co) - Pto. Páez 34,5 En proyecto, 7,5 MW

Interconexiones Menores

Tabla 2.2 Interconexiones Internacionales Menores


Ref. Países UbicaciónTensión

(kV)Potencia

(MW)Observaciones

1 Co-Ve Cuestecita (Co) - Cuatricentenario (Ve) 230 150 Operativa (60 Hz)2 Co-Ve Tibú (Co) - La Fría (Ve) 115 36 (80) Operativa (60 Hz)3 Co-Ve San Mateo (Co) - El Corozo (Ve) 230 150 Operativa (60 Hz)4 Co-Pa Colombia - Panamá - 300 En estudio5 Co-Ec Pasto (Co) - Quito (Ec) 230 250 (260) Operativa (60 Hz)6 Co-Ec Jamondino (Co) - Santa Rosa (Ec) 230 250 En construcción (60Hz)7 Co-Ec Ipiales (Co) - Tulcán/Ibarra (Ec) 138 35 (113) Operativa (60 Hz)8 Ec-Pe Machala (Ec) - Zorritos (Pe) 230 80 (100) Construido (60Hz)9 Br-Ve Boa Vista (Br) - El Guri (Ve) 230/400 200 Operativa (60 Hz)

10 Bo-Pe La Paz (Bo) - Puno (Pe) 230/220 150 En estudio (50/60 Hz)11 Br-Py Salidas de Central Itaipú 500/220 12.600 Operativa (60/50 Hz)12 Br-Py Foz de Iguazú (Br) - Acaray (Py) 138 50 (60) Operativa (60/50 Hz)13 Ar-Py El Dorado (Ar) -- Mcal. A. López (Py) 132 30 Operativa 50 Hz14 Ar-Py Clorinda (Ar) - Guarambaré (Py) 132/220 80 Operativa 50 Hz15 Ar-Py Salidas de Central Yacycretá 500/220 800/130 Operativa 50 Hz16 Ar-Br Rincón S. M. (Ar) - Garabí (Br) 500 2.000 (2.200) Operativa (50/60 Hz)17 Ar-Br P. de los Libres (Ar) - Uruguayana (Br) 132/230 50 Operativa (50/60 Hz)18 Ar-Uy Salto Grande (Ar) - Salto Grande (Uy) 500 1.890 Operativa 50 Hz19 Ar-Uy Concepción (Ar) - Paysandú (Uy) 132/150 100 Op. en emerg (50 Hz)20 Ar-Uy Colonia Elia (Ar) - San Javier (Uy) 500 1.000 Op. en emerg (50 Hz)21 Br-Uy Livramento (Br) - Rivera (Uy) 230/150 70 Operativa (50/60 Hz)22 Br-Uy Pte. Médici (Br) - San Carlos (Uy) 500 500 En proyecto (50/60 Hz)23 Ar-Cl C.T. Termoandes (Ar) - Sub. Andes (Cl) 345 643 Operativa 50 Hz

Interconexiones Mayores

Tabla 2.3 Interconexiones Internacionales Mayores


CAPÍTULO 2 15


Países Denominación RíoCapacidad Instalada

(MW)Observaciones

Br-Py Itaipú Paraná12.600

(+1.400)En operación

(ampl. 2 máqs)Ar-Uy Salto Grande Uruguay 1.890 En operación

Ar-Py Yacyretá Paraná 2.1003.100

En operación cota 76Ampl. Cota 83

Ar-Br Garabí Uruguay 1.500 En estudioAr-Py Corpus Paraná 3.400 En estudio

Centrales Binacionales

Tabla 2.4 Centrales binacionales


Los beneficios identificados de las interconexiones eléctricas son los siguientes:

[2]

Efectúan un solo óptimo de los recursos energéticos de la región involucrada.

Realizan un solo óptimo de la infraestructura eléctrica.

Postergan las inversiones en generación.

Diversifican la matriz energética de los países.

Aprovechan la complementariedad de las cuencas hidrológicas, utilizando los

excedentes de energía en períodos lluviosos.

Aprovechan las diferencias en los usos horarios, lo que permite que los

distintos sistemas eléctricos tengan la demanda de punta en horas diferentes,

de manera de optimizar los recursos de generación.

Aprovechan las diferencias entre los climas en las regiones y las costumbres

de los pueblos para optimizar los recursos disponibles.

Se efectúa un aprovechamiento compartido de los recursos de generación.

CAPÍTULO 2 16


Disminuyen los precios de electricidad y por tanto las tarifas al usuario final.

Mejoran las posibilidades de evitar colapsos y de pasar emergencias en el

corto plazo.

Mejora la confiabilidad y la calidad del suministro.

Existe un mercado más amplio para la oferta y por lo tanto mayor

competencia en generación.

Además de los posibles beneficios que aporta la integración entre dos mercados,

se puede mencionar los siguientes, clasificados en cuantificables y aquellos

expresables en términos cualitativos: [3]

Beneficios cuantificables

Menores costos resultantes del despacho económico, por un mejor uso del

conjunto de los recursos de generación y transmisión disponibles. En particular

este efecto se manifiesta en los siguientes puntos:

Energía:

Mejor uso de los recursos energéticos renovables reemplazando el uso de

combustibles.

Optimización de la operación de los embalses.

Optimización del rendimiento hidráulico del conjunto al hacer más estable

los requerimientos hidráulicos.

Sustitución de fuentes de producción locales por las importaciones más

económicas.

CAPÍTULO 2 17


Menor margen de energía no suministrada.

Capacidad: optimización del uso de la infraestructura disponible de

generación eléctrica al reducir para un determinado objetivo de calidad del

servicio, los requerimientos de potencia de reserva, de potencia máxima

asociada a las demandas: diaria, estacional y en condiciones extremas (año

seco o máxima indisponibilidad).

Mejor uso de la capacidad de transmisión: optimización del uso de la

infraestructura de transporte eléctrico al permitir una mayor utilización de la

capacidad remanente (es la diferencia entre la capacidad instalada y la

capacidad contratada en firme) para la optimización del despacho debido el

incremento de la capacidad de transporte por la existencia de caminos

alternativos.

Beneficios cualitativos

Reducción del impacto ambiental como consecuencia de la optimización del

despacho, con reducción del uso de combustibles.

Mejoramiento de la seguridad de abastecimiento asociado al mallado de las

redes nacionales y al bajo riesgo de no suministro por indisponibilidad de la

importación.

Integración de regiones aisladas y mejora en la calidad del servicio en zonas

con conexión radial. Este es un subproducto consecuencia de la necesidad de

hacer sistemas de interconexión entre países.

Es importante mencionar que los beneficios que prometen los procesos de

integración no son fácilmente alcanzables y lograr que esta iniciativa tenga los

resultados que se esperan, representa esfuerzos importantes y gran compromiso

entre las partes junto a la armonización de las políticas económicas de los países

involucrados en el proceso de integración. Es el primer reto a enfrentar para que

CAPÍTULO 2 18


el proceso sea exitoso, es decir, solo resulta coherente considerar la integración

de mercados cuando exista un marco general de integración entre los países

como la Decisión CAN 536 en la región andina.

2.2.2 EL IMPACTO SOBRE LOS PRECIOS

Una interconexión entre dos países impacta en:

Los precios medios en ambos países en el corto plazo, seguramente subirán

los precios en el mercado exportador y bajarán en el importador.

La volatilidad de los precios.

La calidad del servicio.

La volatilidad de los precios

Los costos marginales de cada sistema son una función de los costos de

producción presentes y futuros, siendo por ello una variable estocástica cuya

distribución de probabilidad se puede deducir de las series hidrológicas, de la

aleatoriedad de la demanda y la disponibilidad del equipamiento de generación,

transmisión y de la disponibilidad de combustibles.

El efecto de la volatilidad introduce un riesgo a las actividades económicas

vinculadas a la compra o venta de energía. En la medida que existan

herramientas financieras para la cobertura de riesgos, los efectos de la volatilidad

son muy acotados. Pero en los mercados energéticos, sobre todo eléctrico, estas

herramientas no están todavía suficientemente desarrolladas

Normalmente al interconectarse dos mercados, suele haber una transferencia de

volatilidad, incrementándose ésta en el mercado más estable y disminuyendo en

el más variable.

CAPÍTULO 2 19


La calidad del servicio

La interconexión de dos sistemas eléctricos puede permitir una mejora de la

calidad del servicio en ambas partes.

La razón es fundamentalmente, una consecuencia de la independencia

estadística de los eventos que producen interrupciones al suministro. Ante una

falla en un sistema por falta de generación, es altamente probable que el otro

tenga excedentes y pueda ayudarlo aportando potencia para evitar o limitar los

cortes.

2.2.3 PILARES FUNDAMENTALES

La integración del sistema y la resultante consolidación de un mercado de energía

progresa favorablemente. Lo que parecía en un inicio una utopía, ahora es una

realidad gracias al apoyo de los gobiernos regionales tanto en la construcción de

nuevas redes como la homologación de sistemas y marcos jurídicos.

Para el desarrollo de una integración entre mercados de energía, se requiere la

formación de pilares que permitan llevar adelante el proceso de integración

regional y su soporte en el futuro depende de un objetivo en común, el cual es

lograr eficacia y optimización en beneficio de los países.

Dichos esfuerzos para la integración de la región, se fundamentan en tres pilares

conocidos como las 3R, que son: Reglas, Recursos y Redes.

La importancia de cada uno de estos pilares, radica en su uso para base o

sustento del desarrollo del mercado regional de energía y así lograr una

integración eficiente entre mercados individuales de energía, como se indica en la

figura 2.2.

CAPÍTULO 2 20


Figura 2.2 Pilares fundamentales de integración


.

A continuación, una breve descripción sobre cada pilar:

Las Reglas, son el marco jurídico por el cual se establecen leyes, acuerdos y

regulaciones para el funcionamiento del mercado de electricidad, determinantes

en la toma de decisiones sobre el intercambio de energía eléctrica entre los

países miembros.

Los Recursos, son los precios y niveles de competitividad que brinda la

integración, estos precios reflejan costos económicos eficientes en la producción y

sirven para la valorización de las transferencias de electricidad de la región

latinoamericana. Por lo tanto, se asegura un aumento competitivo para conciliar

los beneficios que ofrece la integración de mercados.

Las Redes, son los sistemas de interconexión (líneas eléctricas, subestaciones y

otros, que conforman la red eléctrica), es decir, la infraestructura de transmisión

indispensable para la transferencia de electricidad que permite el acceso a

mercados y centros de producción; además de permitir el acceso desde la

producción hacia los centros de consumo nacional e internacional. Este

constituye un previo requerimiento para asegurar el desarrollo de los mercados.

CAPÍTULO 2 21


Por lo tanto, primero se requiere el desarrollo de Reglas, con estas reglas

podremos conseguir Recursos y con los recursos se hacen las Redes.

2.2.4 PROCESOS DE CREACIÓN

En los mercados eléctricos, durante la transición hacia los esquemas de

integración, se han visto diferentes procesos de creación dependiendo de la

estructura de cada mercado y la voluntad de los países involucrados; así en

América Latina se puede identificar tres etapas por los cuales atraviesa el proceso

de creación hacia la integración eléctrica: [4]

Etapa 1. Se refiere a la interconexión física entre los países y los agentes del

mercado, estos últimos ofrecen parte o la totalidad de su producción (volumen y

precio) en el nodo de conexión fronteriza y así su energía se considere dentro de

las opciones de compra por el país importador.

Etapa 2. Describe la operación coordinada entre los sistemas interconectados,

bajo criterios técnicos y económicos que buscan reducir sus costos totales de

producción. Aparecen los mercados mayoristas y es posible la compraventa de

energía entre empresas energéticas o grandes usuarios del sistema.

Etapa 3. Busca que el mercado regional permita la competencia de todos los

agentes de los países involucrados y sea factible la realización de una

planificación indicativa que envíe señales a los inversionistas sobre las

oportunidades de negocio en la región. Para ello, se requiere un mayor grado de

madurez en los mercados energéticos y poseer una política energética regional

aceptada por cada uno de los estados de los países miembros del mercado

regional.

Consecuentemente, para el éxito o fracaso de los procesos de integración

eléctrica, la práctica ha venido demostrando que es necesario crear mecanismos

CAPÍTULO 2 22


que logren aunar los intereses contrapuestos en la consecución de un objetivo en

común.

2.2.5 REQUISITOS DE ESTABLECIMIENTO

Con la reestructuración de los sectores energéticos de la mayor parte de los

países de la región andina, se crearon condiciones para la existencia de

mercados energéticos regionales. Es así, que para la integración de mercados

eléctricos los requisitos son los siguientes: [5]

Una interconexión física entre los sistemas.

La unificación de aspectos técnicos, económicos y regulatorios para lograr la

eficiencia en la utilización de recursos e infraestructura existente.

La armonización de marcos regulatorios y aspectos técnicos sobre la

operación.

La coordinación de aspectos económicos y comerciales derivados del proceso

de transferencia de energía.

Además de una sólida base institucional que permita:

La efectiva coordinación entre los gobiernos, instituciones y organismos,

tanto a nivel nacional como regional.

Acuerdos entre los Organismos Reguladores para la adopción de normas

que conlleven a intercambios bajo condiciones de eficiencia, los cuales

consideren la operación conjunta de los sistemas bajo criterios de

seguridad y calidad.

CAPÍTULO 2 23


Con el fin de lograr establecer un mercado regional eficiente, se debe contar con

la presencia de los siguientes argumentos:

Desarrollar un ambiente político y económico favorable a la participación

privada, es decir, el Estado debe mantener su función vinculada a políticas y

evitar producir impactos que distorsionen el funcionamiento del mercado,

como es la creación de subsidios e incentivos directos sobre las

exportaciones e importaciones de electricidad.

Fomentar una institucionalidad adecuada, regida por medio de un marco

regulatorio que permita la coordinación operativa y la administración de

transacciones. A fin de brindar solidez al mercado y de esa forma alentar las

inversiones.

Evitar la discriminación de precios por medio de una normativa para el

tratamiento de los agentes externos en relación con los internos de cada país

en términos de equidad, tanto para la demanda como para la oferta de

generación.

Establecer un mecanismo de coordinación para los intercambios eléctricos a

través de las interconexiones internacionales que aseguren el cumplimiento

de los acuerdos bilaterales, técnicos y económicos.

Determinar precios eficientes de energía, con el cual se garantice el uso

eficiente de los recursos disponibles, esto logra asegurar las condiciones

competitivas de los actores del mercado y así evitar asignaciones de cargos a

las exportaciones e importaciones de energía por costos no atribuibles a ellas,

es decir, lograr que los beneficios generales se distribuyan y eliminen o

minimicen los individuales.

Permitir el libre acceso de todos los actores del mercado a las interconexiones

internacionales, sin discriminación de nacionalidad y destino (interno o

externo) de la energía eléctrica.

CAPÍTULO 2 24


Evitar la inclusión de peajes por uso de la red de transmisión, propendiendo a

una tarifación asociada con costos de oportunidad que introduce el

intercambio internacional.

Permitir contratos que puedan asegurar un compromiso firme (con algunas

excepciones asociadas a eventos de fuerza mayor). Este es el principal motor

del desarrollo de inversiones en generación, transmisión y en consecuencia

de las interconexiones internacionales.

Crear mecanismos para asegurar el pago o compensación (garantías) por los

intercambios o transferencias de calidad realizadas. Para que exista una

calidad homologable, es necesario cumplir con los preceptos de las normas

de calidad (programar, construir y controlar la confiabilidad).

2.3 MERCADO ELÉCTRICO ANDINO

2.3.1 ANTECEDENTES

El Mercado Eléctrico Andino se considera aquel que abarca el territorio de

diferentes naciones cuyo objetivo es la articulación o integración de los mercados

nacionales a través de vínculos que permiten el intercambio de energía eléctrica y

se encuentra constituida por los siguientes países sudamericanos: Colombia,

Ecuador, Perú y Venezuela. Bolivia es parte de la CAN pero no realiza

intercambios de energía dentro del Mercado Eléctrico Andino, únicamente

dispone de interconexiones de gas natural con Argentina y Brasil.

La CAN busca perspectivas más amplias que la de un tratado de libre comercio,

es más considera los principios de:

Flexibilidad (Considerar distintas velocidades).

Gradualidad (A partir de intereses comunes).

CAPÍTULO 2 25


Integralidad (Visión de conjunto y multidisciplinaria).

Solidaridad (Trato diferencial).

Actualmente, el mercado eléctrico andino se encuentra en un primer nivel de

integración, dada la existencia y pleno funcionamiento de las siguientes

interconexiones eléctricas: Colombia y Ecuador, cuentan con un enlace a 230 kV

que es una conexión sincronizada y el enlace a 138 kV que es una conexión

radial. Además, Colombia tiene tres líneas que le interconectan con Venezuela y

ya se encuentra en negociaciones para formar parte de la integración energética

centroamericana mediante la interconexión con Panamá. Mientras que Ecuador y

Perú, disponen de un enlace a 220 kV, que es una conexión radial.

Sin embargo, debido al limitado grado de integración política y económica de la

región, sólo se permitió el desarrollo de pequeñas interconexiones eléctricas de

poca capacidad entre algunos de estos mercados que se encuentran ya en

operación.

Entre los países del Pacto Andino que aportan a la integración regional de

electricidad son: Ecuador, Colombia, Perú y Venezuela4.

Ecuador y Colombia son los únicos países que han venido realizando

intercambios de electricidad por medio de las TIE. Colombia y Venezuela también

han venido transando electricidad pero en condiciones diferentes a las TIE, pues

Venezuela aún no tiene una armonización de marcos regulatorios, si bien el 21 de

septiembre de 1999 se aprobó la Ley del Servicio Eléctrico ésta aún no ha sido

implementada. Finalmente Ecuador llegó a importar energía eléctrica desde Perú

durante la emergencia de Machala vivida en el 2005. Por lo tanto, Ecuador y Perú

buscan establecer las TIE por ser un mecanismo adoptado de integración entre

4 El Centro Nacional de Control y Energía -CENACE, los Expertos de Mercado -XM, el Comité de

Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional -COES y la Oficina de Operación de

Sistemas Interconectados -OPSIS respectivamente.

CAPÍTULO 2 26


los mercados de Ecuador y Colombia. Sin embargo, aún se presentan problemas

de índole regulatoria que no han permitido que Ecuador y Perú lleguen a un

acuerdo para dar inicio comercial a los intercambios de energía.

En la figura 2.3, se muestra la última información disponible sobre el volumen de

energía respecto a los intercambios de energía (importación/exportación) entre los

mercados nacionales de cada uno de los países que se encuentran participando

en el mercado eléctrico andino, durante el período 2001-2007.

En abril del 2002, Venezuela importó 40,9 GWh, cuyo valor fue la última

transacción de energía que registró el mercado andino, mientras que Ecuador es

quien tiene el mayor volumen de importación de energía desde Colombia; en

mayo del 2007 llegó a importar/exportar 50,48 GWh y 8,93 GWh respectivamente.

Figura 2.3 Volumen de exportación/importación de Colombia, Ecuador, Perú y Venezuela

Fuente: http://www.mercadoelectricoandino.com/ .

A continuación, en las siguientes figuras, se detalla información respecto a las

características del negocio energético que ha realizado cada uno de los países

dentro de sus mercados internos de energía.

La figura 2.4, muestra los precios de corto plazo y de contratos a término que se

negociaron en los mercados eléctricos de cada uno de los países andinos desde

el año 2001 hasta el 2007.

CAPÍTULO 2 27


Figura 2.4 Precios de Corto Plazo y de Contratos a Término de Colombia, Ecuador y Perú

Fuente: http://www.mercadoelectricoandino.com/ .

Los sectores eléctricos de los países de la región andina se caracterizan por

disponer una alta dependencia en generación de energía hidroeléctrica. Pues

Venezuela (fácilmente cubriría todos los excesos de demanda en los países

sudamericanos) junto a Ecuador cuentan con más del 60% aproximadamente de

generación mediante plantas hidroeléctricas, el Plan Nacional de Electrificación

para el período 2002-2011 de Ecuador se refiere a proyectos hidroeléctricos por

11,5 GW (su potencial hidroeléctrico es de 24 GW, uno de los mayores de los

países miembros de la CAN), mientras que Colombia utiliza en casi un 70% su

potencial hidroeléctrico que se estima en 93,1 GW (es autosuficiente) y constituye

el más importante de la CAN, además planea incrementar su capacidad total para

el año 2010. Perú es el segundo país con el mayor potencial hidroeléctrico de la

subregión con 61,8 GW y además cuenta con una gran capacidad de generación

eléctrica de 5,61 GW, lo que significa que es autosuficiente respecto a las

centrales térmicas que se utilizan en horas pico.

2.3.2 BASES JURÍDICAS

El Mercado Eléctrico Andino se desarrolló en base a acuerdos y normas como

son: el Acuerdo de Cartagena y posteriormente la Decisión CAN 536 con el fin de

propender el Mercado Eléctrico Regional, si bien esta decisión no fue aplicable a

Bolivia que no firmó el acuerdo, en julio del 2005 anunció formalmente a la

CAPÍTULO 2 28


Comisión de la Comunidad Andina, su intención de adherirse a dicha norma

comunitaria.

Acuerdo de Cartagena [6]

Los artículos 1 y 2 del Acuerdo de Cartagena, resaltan la integración subregional

por medio del intercambio comercial a través de un mercado común

latinoamericano, el cual permita un desarrollo equilibrado entre sus miembros,

bajo principios de equidad y solidaridad al reducir las diferencias económicas

entre los países:

“Art. 1.- El presente acuerdo tiene por objetivos promover el desarrollo

equilibrado y armónico de los países miembros en condiciones de equidad,

mediante la integración y la cooperación económica y social; acelerar su

crecimiento y la generación de ocupación; facilitar su participación en el

proceso de integración regional, con miras a la formación gradual de un

mercado común latinoamericano.

Asimismo, son objetivos de este acuerdo propender a disminuir la

vulnerabilidad externa y mejorar la posición de los países miembros en el

contexto económico internacional; fortalecer la solidaridad subregional y

reducir las diferencias de desarrollo existentes entre los países miembros.

Estos objetivos tienen la finalidad de procurar un mejoramiento persistente

en el nivel de vida de los habitantes de la subregión. ”

“Art. 2.- El desarrollo equilibrado y armónico debe conducir a una

distribución equitativa de los beneficios derivados de la integración entre

los países miembros de modo de reducir las diferencias existentes entre

ellos. Los resultados de dicho proceso deberán evaluarse periódicamente

tomando en cuenta, entre otros factores, sus efectos sobre la expansión de

las exportaciones globales de cada país, el comportamiento de su balanza

CAPÍTULO 2 29


comercial con la subregión, la evolución de su producto interno bruto, la

generación de nuevos empleos y la formación de capital.”

Para que se pueda cumplir con los artículos antes mencionados, en el artículo 3

del mencionado acuerdo se detallan mecanismos para la ejecución de los

artículos 1 y 2, además en sus literales b), g) y j) citan aspectos muy importantes

para el análisis del estudio propuesto:

“Art. 3.- Para alcanzar los objetivos del presente acuerdo se emplearán,

entre otros, los mecanismos y medidas siguientes:

b) La armonización gradual de políticas económicas, sociales y la

aproximación de las legislaciones nacionales en las materias pertinentes.

g) La canalización de recursos internos y externos a la subregión para

proveer el financiamiento de las inversiones que sean necesarias en el

proceso de integración.

j) Tratamientos preferenciales a favor de Bolivia y el Ecuador.”

Decisión CAN 536

En cuanto al ordenamiento jurídico del Mercado Eléctrico Andino, en diciembre

del 2002 se establece la Decisión CAN 536 que instaura un Marco General para

la Interconexión Subregional de Sistemas Eléctricos e Intercambio

Intracomunitario de Electricidad; fruto de esta decisión, emprenden sus

obligaciones tanto el Comité Andino de Organismos Normativos y el CANREL,

junto a sus Grupos Técnicos de trabajo: GTOR y GOPLAN.

Los principales argumentos que define la Decisión CAN 536, son los siguientes:

CAPÍTULO 2 30


Tratamiento de la exportación e importación.

Frente a una exportación o importación de energía, el Administrador del

Mercado lo considerará como una demanda o generación adicional ubicada

en el nodo frontera respectivamente.

Concepto de las TIE.

Son transacciones horarias entre los mercados de corto plazo (ocasional),

producto de las diferencias de precios en los nodos terminales de los enlaces

internacionales. Su implementación hace posible los flujos de energía en

ambos sentidos de acuerdo con las diferencias de precios spot de los países.

Es decir, mediante este mecanismo se concretan los intercambios de energía

entre países al garantizar que la energía fluya desde el sistema con precios

más bajos hacia aquel que posea los precios más elevados.

Enlaces al servicio de las TIE

Las TIE son canalizadas a través de los enlaces internacionales, lo que

garantiza el uso físico de estos.

Contratos de compraventa internacional

No se considera como mecanismo de intercambio de energía la firma de

contratos físicos, más aún la Decisión CAN 536 se adelanta, al anunciar que

los únicos contratos de compraventa internacional serán del tipo financiero, es

decir, se fija un precio para el suministro de energía sin incurrir en

transacciones de carácter obligado.

Entre los principios básicos de la Decisión CAN 536, se establecen en el artículo

primero del Capítulo I (Reglas fundamentales), los cuales argumentan la

búsqueda de un mercado competitivo donde se garantice el libre acceso a los

CAPÍTULO 2 31


enlaces internacionales, la no influencia de aspectos financieros en el manejo

físico de la red, la minimización de la exposición al riesgo de los generadores de

energía y la presencia de señales económicas correctas que respondan con el

criterio de eficiencia económica. Por lo tanto, estas reglas son las siguientes: [7]

1. Los países miembros no mantendrán discriminaciones de precios entre sus

mercados nacionales y los mercados externos, ni discriminarán de cualquier

otra manera en el tratamiento que concedan a los agentes internos y externos

en cada País, tanto para la demanda como para la oferta de electricidad.

2. Los países miembros garantizarán el libre acceso a las líneas de

interconexión internacional.

3. El uso físico de las interconexiones será consecuencia del despacho

económico coordinado de los mercados, el cual será independiente de los

contratos comerciales de compraventa de electricidad.

4. Los contratos que se celebren para la compraventa intracomunitaria de

electricidad serán únicamente de carácter comercial. Ningún contrato de

compraventa podrá influir en el despacho económico de los sistemas.

5. La remuneración de la actividad del transporte de electricidad en los enlaces

internacionales tendrá en cuenta que la aplicación del principio de libre

acceso a los enlaces elimina la vinculación entre el flujo físico y los contratos

de compraventa internacional de electricidad.

6. Los países miembros asegurarán condiciones competitivas en el mercado de

electricidad, con precios y tarifas que reflejen costos económicos eficientes,

evitando prácticas discriminatorias y abusos de posición dominante.

7. Los países miembros permitirán la libre contratación entre los agentes del

mercado de electricidad de los Países, respetando los contratos suscritos de

conformidad con la legislación y marcos regulatorios vigentes en cada país,

CAPÍTULO 2 32


sin establecer restricciones al cumplimiento de los mismos, adicionales a las

estipuladas en los contratos para los mercados nacionales.

8. Los países miembros permitirán las transacciones internacionales de

electricidad, de corto plazo.

9. Los países miembros promoverán la participación de la inversión privada en el

desarrollo de la infraestructura de transporte de electricidad para las

interconexiones internacionales.

10. Las rentas que se originen como resultado de la congestión de un enlace

internacional no serán asignadas a los propietarios del mismo.

11. Los países miembros no concederán ningún tipo de subsidio a las

exportaciones ni importaciones de electricidad; tampoco impondrán aranceles

ni restricciones específicas a las importaciones o exportaciones

intracomunitarias de electricidad.

12. Los precios de la electricidad en ambos extremos de los enlaces

intracomunitarios deberán servir para valorar las transacciones

internacionales de electricidad, de corto plazo, producto de los flujos físicos

determinados por los despachos económicos coordinados.

Aspectos Energéticos y Eléctricos de la Decisión CAN 536

La Decisión CAN 536, es parte fundamental para el desarrollo del intercambio

internacional de electricidad en la región andina, por lo tanto se ha identificado

aspectos energéticos5 y eléctricos:

5 Existe normativa para el tratamiento de intercambio de electricidad; más no para el intercambio

de gas.

CAPÍTULO 2 33


Aspectos energéticos

La norma existente en el tema eléctrico (Decisión CAN 536), es inspiración

para establecer una norma comunitaria para el tratamiento del tema gasífero:

Inserción en los mercados internacionales alrededor del potencial en

hidrocarburos.

Construir mercados integrados de energía (electricidad y gas), a través de

redes físicas y marcos regulatorios existentes.

Los artículos que forman parte de la Decisión CAN 536, no son una barrera

que impida establecer acuerdos con otros países de la región para el

desarrollo de futuras interconexiones de tipo eléctrico o energético.

Aspectos eléctricos

La capacidad de las interconexiones eléctricas, es el único factor que limita

las TIE.

Permitir el libre acceso a las redes de transporte de energía eléctrica, es

decir, que no exista conflicto de intereses entre las partes.

Para el caso de Ecuador-Colombia, el pago económico anticipado por la

energía de exportación, es una garantía necesaria a cumplir por el

Administrador del Mercado importador, con el cual el Administrador del

Mercado exportador tiene el respaldo económico en forma de prepago y así

puede remunerar a sus agentes internos.

Las condiciones operativas y comerciales frente al intercambio internacional

de electricidad se basan en principios no discriminatorios.

CAPÍTULO 2 34


No limitarse a los excedentes, eliminación de subsidios y aranceles a las

transacciones internacionales.

2.4 MERCADO DE ENERGÍA DEL ECUADOR

2.4.1 ANTECEDENTES [8]

La nueva reestructuración del sector eléctrico dejó de ser una utopía desde la

edición de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico de la República del Ecuador

-LRSE (publicada en el Registro Oficial No.43 del 10 de octubre de 1996). Esta

ley, entre sus principios incentiva la creación del Mercado Eléctrico Mayorista

-MEM; que inició sus operaciones el 1 de abril del año 1999 y se conformó en

base a las reglas estipuladas en la LRSE6.

El sector eléctrico para su eficiente operabilidad y desarrollo requiere de

estructuras que tengan las funciones regulatoria, tarifaria, supervisora y

administrativa por lo que las Instituciones creadas en el Ecuador para tal fin son:

el Consejo Nacional de Electricidad -CONELEC y el Centro Nacional de Control

de Energía -CENACE, éste último se encarga de la operación técnica y

administración comercial del mercado eléctrico ecuatoriano.

A continuación en la figura 2.5, se describe la estructura del sector eléctrico

ecuatoriano; además de las entidades y organismos que forman parte de la

estructura actual del MEM.

6 Art. 45 de LRSE, Art. 76 del Reglamento de la LRSE, Art. 4 del Reglamento sustitutivo del

régimen de funcionamiento del MEM.

CAPÍTULO 2 35


Figura 2.5 Estructura Institucional y funciones del MEM ecuatoriano

Fuente. http://www.conelec.gov.ec/ .

Dentro de las características que forman parte del desarrollo del MEM, se puede

mencionar los siguientes, clasificados en características de la operación y

características del negocio: [9]

Características de la Operación

Al tratarse la generación como una actividad potencialmente competitiva, a

septiembre del 2007, Ecuador tiene una capacidad de generación instalada de

3.567 MW de los cuales 1.748 MW son de generación hidráulica, valor que

representa el 51% de la generación total del sistema. La mayor central de

generación del país es la central hidroeléctrica Paute con 1.075 MW, además de

la generación termoeléctrica que se encuentra constituida fundamentalmente por

unidades turbo vapor y por turbinas a gas que utilizan fuel oil y diesel

respectivamente.

A septiembre del 2007, los caudales de las cuencas de los ríos afluentes a los

embalses fueron los siguientes: Amaluza 99,45 m3/s (27,5% inferior), Pisayambo

PRESIDENCIA DE LA REPUBLICA

Ministerio de Energía y

Ministerio de Economía y

Finanzas

Regulador

Coordinación

Comité de Ejecución de Políticas del Sector

Eléctrico CEPSE

Formulación de Políticas

MEM

Subsecretaria de Electrificación

Empresas de Generación (70% Fondo Solidaridad)

Empresas de Transmisión

(100% Fondo Solidaridad)

Empresas de Distribución y Comercialización

(60% Fondo Solidaridad)

Grandes Consumidores

Participación del Estado (Fondo Solidaridad)

Administrador Técnico-Comercial

CAPÍTULO 2 36


7,52 m3/s (22,56% inferior), Agoyán 138,7 m3/s (17,57% inferior) y Daule Peripa

0,25 m3/s (96,47% inferior). Los reportes de los caudales promedios mensuales

de ingreso a cada uno de los embalses fueron equivalentes a una hidrología

media, media, semilluviosa y seca respectivamente, los cuales se determinan en

base a una curva de duración de caudales.

La actividad de transmisión de la energía, es un monopolio natural que se

encuentra a cargo de TRANSELECTRIC S.A., cuyo propietario es el Estado por

medio del Fondo de Solidaridad.

Mientras que la gestión por parte de las empresas distribuidoras, ejercen en forma

conjunta la comercialización de la electricidad y la desempeñan un total de 18

empresas incorporadas al Sistema Nacional Interconectado -SNI. Cada empresa

eléctrica tiene su respectiva área de concesión dentro del cual suministra la

energía eléctrica a sus clientes finales.

La demanda máxima en bornes de generación en el Sistema Nacional

Interconectado, a septiembre del 2007, alcanzó los 2.641,5 MW y a nivel de

puntos de entrega, el consumo de energía fue de 1.179,76 GWh cubierta por

1.230,12 GWh que fue la producción neta del parque de generación, de los cuales

803,03 GWh provienen de la generación hidráulica junto a 355,79 GWh de la

generación térmica y 71,307 GWh fruto de importaciones desde Colombia.

Características del Negocio

Las transacciones que puedan negociarse dentro del MEM ecuatoriano, son las

transacciones en el Mercado Ocasional y en el Mercado de Contratos, los cuales

abarcan una totalidad de transacciones de suministro eléctrico que se celebran

entre generadores; entre generadores y distribuidores o grandes consumidores

(septiembre del 2007, son 104 grandes consumidores), además de las

7 Medido en Pomasqui.

CAPÍTULO 2 37


transacciones provenientes de exportaciones e importaciones de energía y

potencia.

Dentro del Mercado Ocasional, se negoció en septiembre del 2007, USD 47,63

millones, volumen inferior en 7,67% con relación a agosto del 2007, mientras que

el costo promedio de la energía en el Mercado Ocasional fue de 6,02 ¢USD/kWh.

Éste tuvo un incremento de 0,39% con respecto a agosto del 2007, éste

incremento está directamente relacionado con el comportamiento hidrológico de

las cuencas aprovechadas por el sistema de generación, la estrategia operativa

de descarga de embalses y la disponibilidad de las unidades termoeléctricas más

eficientes. El monto negociado en el Mercado de Contratos fue de USD 24,14

millones, volumen inferior en 0,9% con relación a agosto del 2007.

La figura 2.6, presenta una evolución del monto sobre las transacciones

económicas en millones de dólares americanos que se llegó a negociar dentro del

MEM ecuatoriano hasta septiembre del 2007.

Figura 2.6 Evolución de las transacciones económicas negociadas en el MEM ecuatoriano hasta septiembre del 2007

Fuente. CENACE

Respecto a los precios medios tanto para los distribuidores, generadores y el

transmisor. A septiembre del 2007, se ubicaron en: 8,90 ¢USD/kWh el precio

medio del kWh para el Distribuidor, 7,32 ¢USD/kWh el precio medio del kWh en el

Mercado Ocasional para el Generador, valores inferiores en un 2,69%, 2,21%

respectivamente al precio en agosto del 2007; mientras que para la Empresa de

CAPÍTULO 2 38


Transmisión el precio medio del kWh en el Mercado Ocasional fue de

0,83 ¢USD/kWh, superior en 3,67% al precio de agosto del 2007.

Finalmente, a septiembre del 2007 en uso de las TIE, Ecuador llegó a importar

72,848 GWh desde Colombia, por el cual tuvo un egreso de USD 4.630 millones,

de igual forma, se llegó a exportar 1,169 GWh hacia Colombia, volumen de

energía por la cual tuvo un ingreso de USD 0,043 millones.

2.5 MERCADO DE ENERGÍA DEL PERÚ

2.5.1 ANTECEDENTES [10 y 11]

En 1992 se produce la reestructuración del sector eléctrico con la promulgación

de la nueva Ley de Concesiones Eléctricas, cuyo principal objetivo era promover

la competencia y las inversiones privadas en el sector y propiciar el mejoramiento

del servicio de energía eléctrica en el país. En 1994 se inicia la privatización del

sector con la venta de las empresas de distribución de Lima, posteriormente con

la venta de las empresas generadoras en 1995 y 1996. La importancia de la Ley

de Concesiones radicó en el hecho de que las actividades eléctrica fueran

separadas en tres subsectores: generación, transmisión y distribución y que

pudieran ser desarrolladas y operadas por empresas privadas.

El sector eléctrico peruano está conformado por las siguientes entidades: la

Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas -MEM-DGE,

el Organismo Supervisor de Inversión en Energía -OSINERG, el Comité de

Operación Económica del Sistema COES, constituido por las empresas

generadoras y transmisoras de un mismo sistema interconectado.

8 Medido en Jamondino.

CAPÍTULO 2 39


Figura 2.7 Actores que intervienen en el Mercado Eléctrico de Perú

Fuente. Ministerio de Energía y Minas-Perú

Los principales dispositivos que regulan el sector eléctrico peruano son:

1. Ley de Concesiones Eléctricas.

2. Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos.

3. Norma Técnica para la Coordinación de la Operación de los Sistemas

Interconectados.

4. Marco general regulatorio el subsector electricidad.

Perú es un mercado donde el precio de la energía se determina en función de

costos variables auditados (costo marginal de corto plazo) y además se paga

potencia a una tarifa regulada que da garantía de abastecimiento en condiciones

secas. La forma en que se remunera el transporte divide al sistema en primario y

secundario por lo que es posible el ejercicio de algún poder dominante y el control

CAPÍTULO 2 40


del precio. Además de los costos fijos como la potencia de generación y

transmisión, cuyos valores son de 10,70 USD/kW-mes y 1,85 USD/kW-mes

respectivamente.

Consecuentemente, existen diferencias regulatorias entre Ecuador y Perú que

hacen que no se utilicen los mismos procedimientos para determinar los precios

horarios de la energía, se necesita definir mecanismos que se utilizarán para que

cada país informe al otro los precios a los cuales está dispuesto a exportar o

importar una unidad adicional de energía.

2.6 TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD:

ANÁLISIS DE NORMATIVA CONELEC No. 002/04

Las TIE, llevan consigo el desarrollo de un marco legal adecuado para su

funcionamiento, el mismo que toma en consideración aspectos y procedimientos a

cumplir por parte del administrador técnico-comercial del MEM ecuatoriano.

A continuación se pone en consideración los siguientes argumentos desde la

perspectiva de aplicabilidad de la Regulación CONELEC No. 002/04:

La presente regulación, no es una normativa supranacional, por lo tanto

conviene redefinir el numeral respecto a la presencia de desacuerdos para la

aplicación de los criterios de calidad y seguridad para la operación del enlace,

debido a que la normativa en el numeral 8.1, señala: “Si existen diferencias en

la determinación de los criterios de calidad y seguridad a seguir en la

operación de un enlace internacional, prevalecerá la norma más exigente de

las utilizadas en los dos países“.

Ecuador tiene el mayor volumen de importación de energía por medio de las

TIE, donde las pérdidas asociadas al enlace internacional, asume el país

importador según la citada regulación, es conveniente redefinir el texto

aplicado en la regulación con el propósito que no sea un argumento

CAPÍTULO 2 41


contradictorio a los fundamentos que señala la Decisión CAN 536, sobre

condiciones de equidad que debe prevalecer, pues es un negocio hecho de a

dos y decidido por los dos.

La definición de “incrementos graduales”, debe ser precisada ya que de

acuerdo al reglamento de despacho y operación el despacho de las unidades

es de 1 MW.

Al existir más de un cargo asociado a la entrega de electricidad, puede mal

interpretarse como un mal uso o supuesto subsidio a la electricidad, mas son

elementos propios del sistema, sin embargo rubros como impuestos y tasas

aplicables a la transacción afectan notablemente los beneficios del

intercambio.

El apartado 4.4 de la mencionada Regulación, no es el indicado para decidir

una importación de energía entre Ecuador y Perú, pues el enlace de

interconexión actual, es una conexión de operación radial (no sincronizada) y

éste debe incluir restricciones operativas.

Es preciso señalar, que esta Regulación no constituye un limitante para el

desarrollo de futuros términos o inclusión de aspectos que considere necesario al

Administrador del Mercado nacional en colaboración con el Organismo Regulador.

CAPÍTULO 3 42

Beneficios del Intercambio de Energía

CAPÍTULO 3

BENEFICIOS DEL INTERCAMBIO DE ENERGÍA

3.1 INTRODUCCIÓN

En este capítulo se recoge el marco teórico con el cual se analizaron los

beneficios económicos atribuibles a la importación/exportación de energía

eléctrica entre Ecuador y Perú.

En base a las curvas de oferta y demanda representados por medio de curvas de

costos y una recta perpendicular que intercepta dicha curva, se pudo analizar el

beneficio neto del país ya sea para el caso del país importador y para el caso del

país exportador que resulta ser un análisis similar.

3.2 COMERCIO INTERNACIONAL [12 y 13]

Esta sección fue tomada de la bibliografía de Microeconomía y del Análisis del

comportamiento de Mercados Internacionales de diferentes productos. En un

principio para el caso de no darse alguna transacción internacional, se analizará

el equilibrio entre la oferta y la demanda del mercado interno.

En la figura 3.1, se presentan las curvas de oferta y de demanda del mercado

interno, la cantidad de producto y el precio están dados por la intersección de

ambas curvas, lo que se conoce como “Punto de Equilibrio del Mercado”.

CAPÍTULO 3 43


Figura 3.1 Equilibrio del Mercado

Fuente. MANKIW Gregory, Principles of Microeconomics

De igual forma, se puede observar las áreas de beneficios para los consumidores

y productores. El área sombreada por encima de la recta a trazos, representa el

precio y por debajo de la curva de demanda, representa el “excedente de los

consumidores” y se lo puede entender como la integral de la diferencia entre el

precio fijado y los precios que están dispuestos a pagar los consumidores.

El área sombreada por debajo de la recta a trazos que representa el precio y por

encima de la curva de oferta, es el “excedente de los productores” que se lo

puede interpretar como la integral de la diferencia entre los costos reales de

producción y el precio al cual venden los productores.

A continuación, se analizará como afectan las Transacciones Internacionales a los

excedentes de los consumidores y productores.

Mercado exportador

Debido a las características estructurales, productivas y económicas propias de

cada mercado, se pueden presentar precios diferentes para cada producto. Esto

hace que exista la posibilidad de trasladar el producto desde el mercado con

CAPÍTULO 3 44


menor precio hacia el mercado con mayor precio. Luego de tomada la decisión

derivada de la comparación de precios, el mercado exportador tiene que producir

una cantidad adicional de producto, a pesar que su demanda interna no se ha

modificado. En consecuencia, de acuerdo con la figura 3.2 se puede observar que

el punto de equilibrio antes mencionado sufre un cambio.

Esta nueva condición de equilibrio es el resultado del cruce entre el nuevo monto

de producción del mercado exportador y la curva de oferta, el precio resultante es

superior al precio de equilibrio original.

Figura 3.2 Equilibrio del mercado exportador


En la figura 3.3 se presentan áreas que representan los beneficios y perjuicios

tanto para los productores y consumidores del mercado exportador y son

comparadas con las de la situación del país sin transacciones internacionales.

Para los consumidores, se considera su excedente antes de la transacción,

correspondiente al triángulo que está por debajo de la curva de consumo y por

encima del precio de equilibrio (áreas A+B). Cuando se considera la transacción

internacional, esta área disminuye (área A) debido al aumento en el precio que

influye en el excedente del consumidor.

CAPÍTULO 3 45


Para los productores, el excedente antes de la transacción se lo determina como

el triángulo que está por encima de la curva de oferta y por debajo del precio de

equilibrio (área C). Cuando se considera la exportación, este excedente de los

productores aumenta (área B+C+D) debido a la mayor cantidad de producto

producido y el mayor precio reconocido por él.

Figura 3.3 Áreas para el mercado exportador


El balance neto de beneficios debido a la transacción internacional se indica en la

tabla 3.1. La pérdida del excedente para los consumidores del país exportador es

el área B, mientras que el aumento del excedente para los productores del

mercado exportador es (B+D), de tal forma que se puede establecer un beneficio

neto positivo para el país exportador igual al área D.

Tabla 3.1 Balance de excedentes para el mercado exportador


CAPÍTULO 3 46


Mercado importador

Para este caso, el análisis se lo realizará para la demanda y la producción del

país importador, el cual ve una disminución en el precio (intersección de las

curvas de oferta y demanda) ya que aunque permanece constante la demanda

interna, la producción interna disminuyó debido a la importación del producto

desde el exterior. La cantidad del producto importado resulta ser la misma

cantidad exportada desde el país vendedor (caso de único exportador y un único

importador).

En la figura 3.4, se muestra el nuevo punto de intersección de las curvas de oferta

y demanda. Si se considera una capacidad de importación limitada, el nuevo

precio para el mercado interno ha descendido a niveles de precio internacional.

Figura 3.4 Equilibrio del mercado importador


En la figura 3.5, se muestran las áreas de excedentes: para los consumidores y

para los productores del mercado importador, para el caso que se ha considerado

una transacción internacional (importación) en el mercado interno.

CAPÍTULO 3 47


Figura 3.5 Áreas de beneficios para el Mercado importador


Al realizar un análisis similar al del mercado exportador, se resume en la tabla 3.2

los excedentes para los consumidores antes de la importación (áreas A´) y

después de la importación (área A’+B’+D’). Para los generadores, el excedente

antes de la transacción internacional (área B’+C’), se modifica a (área C’) luego de

la importación. De estos análisis, se puede observar una pérdida del excedente

de los productores y un aumento del excedente de los consumidores del mercado

importador. Por lo tanto, el beneficio neto positivo del mercado importador es el

(área D’).

Tabla 3.2 Balance de beneficios para el mercado importador


El análisis anterior muestra los beneficios que se obtienen, tanto para el mercado

exportador como para el importador, debido a una transacción internacional. En

CAPÍTULO 3 48


ambos mercados existen agentes que se perjudican y agentes que se benefician

de aquella transacción, lo importante que se debe destacar es que el beneficio

neto es positivo en ambos mercados y el país siempre gana.

3.3 TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD

Luego de haber presentado una visión respecto de las bases económicas del

comercio exterior, se presentará un análisis para un mercado de energía eléctrica

a través de la comparación del impacto en los excedentes de los productores y

consumidores de los mercados importador y exportador, que tiene la transacción

internacional de electricidad.

Las curvas de oferta están representadas por funciones de costo crecientes. Al no

conspirar la elasticidad al precio de la demanda, ésta se encuentra representada

por una recta que se levanta perpendicularmente desde el eje de las ordenadas

en el nivel de demanda y que corta a la curva de oferta en el punto de equilibrio

en donde se determina el precio de equilibrio de cada mercado.

Los beneficios para ambos mercados pueden definirse ahora de la siguiente

forma:

Para el mercado exportador: El aumento del excedente de los productores, es

debido a un aumento de la energía producida y al aumento del precio de

equilibrio.

Para el mercado importador: El aumento del excedente de los consumidores, es

debido a una disminución en el precio de equilibrio mientras la demanda

permanece constante.

La representación de estos beneficios se muestra en la figura 3.6 a través de las

áreas sombreadas con color amarillo.

CAPÍTULO 3 49


Figura 3.6 Beneficios derivados de una TIE

Al igual que en los mercados internacionales de cualquier producto, existen

sectores que se benefician pero otros que se perjudican debido a la transacción

internacional de energía eléctrica. Los sectores perjudicados pueden definirse de

la siguiente forma:

Para el mercado exportador: Se puede notar que para el mercado exportador, el

perjuicio es percibido por los consumidores ya que disminuye su excedente,

debido a que sin haber modificado su demanda, ven incrementado el precio de

equilibrio de su mercado interno.

Para el mercado importador: El perjuicio para el mercado importador es

percibido por los productores, ya que disminuye su excedente debido a la

disminución de su producción y la reducción del precio de equilibrio del mercado

interno.

En la figura 3.7 se muestran las áreas sombreadas en color verde, que

representan los perjuicios para los mercados exportador e importador.

CAPÍTULO 3 50


Figura 3.7 Perjuicios derivados de una TIE

Los beneficios netos para ambos mercados, se pueden determinar como el

aumento del excedente en unos actores menos la pérdida de excedentes en

otros. Estos beneficios netos son positivos tanto para el mercado exportador

como para el importador y teóricamente serán los máximos para ambos mercados

cuando la capacidad de transmisión sea lo suficiente para que los precios de

ambos mercados se igualen. Los beneficios netos de los mercados exportador e

importador se muestran a través de las áreas sombreadas en color rojo de la

figura 3.8.

Figura 3.8 Beneficios netos derivados de una TIE

CAPÍTULO 3 51


3.4 LAS RENTAS DE CONGESTIÓN

Las rentas de congestión se refieren a la diferencia de precios que tiene la

electricidad entre dos mercados de energía, es decir, son las ganancias que se

producen cuando el precio de compra de la electricidad es mayor que el precio de

la venta.

Como se asignan las rentas de congestión

En el caso de los transportistas independientes a riesgo (aquellas realizadas por

los inversores a su riesgo y requieren de señales del mercado que aseguren una

asignación eficiente de los riesgos y los beneficios):

Ellos asumen el riesgo de la interconexión y obtienen los beneficios.

Si los beneficios son grandes otros inversionistas aparecerán hasta que

ambos mercados se equilibren.

El resultado es eficiente y la asignación de las rentas de congestión promueve

la eficiencia.

Ejemplos son las interconexiones de Argentina con Chile y Argentina con

Brasil.

Para el transporte planificado (no dependen de las señales y debe verificarse la

correcta asignación de beneficios) se debe distinguir entre:

El propietario del bien que debe recibir una remuneración regulada por la

actividad de transporte.

El responsable comercial o contratante del transporte:

CAPÍTULO 3 52


Es quien asume el pago al propietario y los riesgos de la interconexión y

por lo tanto, los beneficios del enlace.

Internacionalmente la política aplicada es asignar esa responsabilidad a los

usuarios que pagan los cargos.

Si es una obra decidida por los estados, esto además, es consistente en el

pago asignado a la demanda en su conjunto.

Ejemplos:

SIEPAC: los que pagan los cargos ven disminuidos los mismos en función de

lo que se recauda por congestión o por Derechos Financieros de transmisión.

Argentina: los ingresos por congestión van a un fondo SALEX para abonar la

realización de nuevas ampliaciones.

Asignación a los propietarios de la transmisión a riesgo: Australia y Argentina.

En Europa, en los países Nórdicos, las rentas de congestión son empleadas

para financiar las expansiones que resuelven el problema.

Un análisis interesante se puede extraer de los expuesto en “Financial

Transmission Rights for New Zealand: Issues and Alternatives New Zealand

Ministry of Economic Development” donde se analiza quien debe ser el

propietario de las rentas de congestión. De él se extraen los siguientes puntos:

Desde un punto de vista económico y de diseño de mercado se debe definir:

Que parte tiene legítimos derechos para reclamar las rentas, en el sentido

que ellas son las rentas económicas que proceden de sus inversiones o

actividades.

CAPÍTULO 3 53


Que parte está en mejor situación para utilizar y disponer de las rentas de

manera de fomentar la eficiencia económica.

Finalmente dice que las rentas son del usuario que paga los cargos de

transmisión.

Cómo se deberían asignar las rentas de congestión

Si el transporte es monopólico, las rentas de congestión deben ser reguladas y

asignadas equitativa y eficientemente a quien puede hacer uso de ello para

mejorar la eficiencia de la integración hacia la creación de fondos de

expansión.

Equitativamente, es un negocio o hecho de a dos, decidido por los dos y

consecuentemente:

Por la parte de inversiones que cada uno hizo.

En partes iguales, porque el negocio se da al unir los dos mercados.

Por los beneficios que cada uno obtiene.

Ecuador es un mercado con dificultades de pago y por lo tanto las señales

económicas de corto plazo pueden no ser representativas. Su alternativa para

abastecer la demanda es en base a combustibles líquidos ya que el recurso

hidráulico es costoso y requiere inversores de riesgo con recuperación en el largo

plazo.

Las rentas de congestión desde la operación de la línea son:

CAPÍTULO 3 54


Importación Exportación Importación ExportaciónRentas

congestiónReasignación

a Ecuador2003 1.129,26 67,20 80,31 2,48 44,35 0,002004 1.681,09 34,97 135,11 0,74 76,83 1,932005 1.757,88 16,00 151,73 0,51 75,56 3,192006 1.608,66 1,63 126,36 0,05 56,87 2,32

Enero-Abril 2007 346,94 7,25 28,92 0,29 9,98 0,28TOTAL 6.523,83 127,05 522,43 4,07 263,59 7,72

Energía(GWh)

Valor(Millones USD)

Tabla 3.3 Rentas de congestión Ecuador-Colombia

Fuente. CENACE

Dichas rentas permiten pagar varias veces la interconexión y fueron

prácticamente asignadas en su totalidad a Colombia (97,3%).

Con todo lo mencionado, se ve que las rentas de congestión estarán siempre

presentes, lo que se debe buscar es un método correcto de repartición, que

encierre señales técnico-económicos a los mercados interconectados.

CAPÍTULO 4 55

Metodologías

CAPÍTULO 4

METODOLOGÍAS

4.1 INTRODUCCIÓN

Este capítulo describe dos propuestas que permiten definir el intercambio bilateral

de energía entre el Mercado Eléctrico del Ecuador y el Mercado Eléctrico del Perú

representados por el Administrador del Mercado ecuatoriano (CENACE) y el

Operador del Sistema peruano (COES).

Se recogen conceptos referentes al: Despacho Bilateral, Decisión de Intercambios

y una descripción de los cargos que se incluyen en las curvas de oferta para

exportación en el período horario.

4.2 METODOLOGÍA: DESPACHO BILATERAL ECUADOR-PERÚ

4.2.1 ANTECEDENTES

El Despacho Bilateral es un proceso con el cual se obtiene la programación de los

recursos de generación disponibles (centrales de tipo hidráulica, térmicas a gas y

térmicas con motor de combustión interna, entre otras) para un período de 24

horas y cuya intervención es ordenada por mérito económico. Consecuentemente,

las decisiones de importar electricidad desde Perú hacia Ecuador o viceversa, se

realizan bajo la interacción de sus despachos económicos en base a la

comparación de costos totales.

CAPÍTULO 4 56

Metodologías

En un inicio se pretendió establecer las TIE entre Ecuador y Perú por medio de un

Despacho Coordinado Tripartito, pero ante la demora de su aplicación y en base

al acuerdo suscrito el 3 de agosto del 2006 en la ciudad de Lima-Perú que señala:

“… No obstante, si al 31 de agosto de 2006 no estuviere aprobado el

Modelo de Despacho Coordinado por el GTOR, Perú y Ecuador buscarán

un mecanismo bilateral de despacho que permita iniciar las TIE.”. [14]

Por lo tanto, se mantuvo latente el interés por definir los intercambios de

electricidad entre ambos países, lo cual condujo a establecer un mecanismo

bilateral que permita comercializar la energía eléctrica entre Ecuador y Perú por

medio de una propuesta denominada Despacho Bilateral entre Ecuador y Perú,

frente una posible carencia transitoria energética de uno de los países y ante la

evidente no aplicabilidad del Despacho Coordinado Tripartito.

4.2.2 CURVAS DE OFERTA

Las curvas de oferta son una representación del volumen disponible de energía

del país y sirven entre otras cosas para analizar las transacciones de

importación/exportación de energía entre Estados que se encuentran participando

del libre intercambio internacional de electricidad. Es decir, se define como “la

relación entre la generación del país que está dispuesta a producirla a ese precio

y la demanda nacional que quiere comprar energía a ese precio.” [15]

Las curvas de oferta son del tipo escalón monótona y una tendencia creciente, el

único factor que modifica la magnitud de la energía ofrecida para una hora

determinada, es la variación de precios. Tal como se muestra en la figura 4.1.

CAPÍTULO 4 57

Metodologías

Figura 4.1 Curvas de oferta

El desarrollo de las curvas de oferta, se encuentra bajo responsabilidad del

Administrador del Mercado nacional o a su caso el Operador del Sistema y de

éstas depende el intercambio recíproco de información entre las partes. Por citar

un ejemplo, para la elaboración de la curva de oferta propia del sistema, el

Administrador del Mercado como entidad representativa del parque generador,

considera la información respecto a disponibilidades y características operativas

en general de las unidades y plantas de generación trasladados a un nodo de

referencia que es el nodo frontera.

En sí, las curvas de oferta de importación/exportación reflejan precios,

adicionalmente las curvas de oferta para exportación deben considerar los cargos

asociados a la exportación de electricidad, los mismos que se los puede apreciar

en la figura 4.2. Sin embargo, es necesario indicar que de llegar a no darse algún

intercambio de electricidad entre países, es necesaria la realización de las curvas

de oferta para continuar el normal desarrollo del despacho económico interno de

los recursos del país.

CAPÍTULO 4 58

Metodologías

Figura 4.2 Cargos asociados a la entrega de electricidad

Fuente. CENACE

4.2.3 PRECIO O CARGO UMBRAL

Los Organismos Reguladores tienen la responsabilidad de definir el valor del

umbral, el cual es un porcentaje del precio de oferta que se utiliza como precio

mínimo/máximo de habilitación de la transmisión de la transacción internacional

de electricidad.

La incorporación del cargo umbral tiene como propósito brindar un margen de

seguridad para definir el intercambio, al reducir el nivel de aproximaciones frente

al pronóstico de precios de las TIE que pueden llegar a terminar en transacciones

no económicas.

El valor de umbral fijado es del 8% como precio máximo de importación y se

puede ajustar hacia arriba o hacia abajo como se indica en la figura 4.3, siguiendo

el comportamiento de las variaciones de los precios que reporten tanto el

CENACE como el COES.

CAPÍTULO 4 59

Metodologías

Figura 4.3 Curvas de oferta frente al cargo umbral

Fuente. Universidad Pontifica Comillas de Madrid-España

El país prepara una curva de oferta en forma de escalera para las 24 horas del

día siguiente. Entonces la conveniencia de importar/exportar energía a una hora

determinada, se basa en la comparación entre curvas de oferta. En la figura 4.3

se puede apreciar lo siguiente: todos los precios de exportación que se

encuentren fuera de los límites del precio de oferta que son los precios

mínimo/máximo de importación (porcentaje umbral) reflejado en el nodo frontera,

no son considerados rentables para el intercambio, caso contrario, de llegar a

encontrarse dentro de dichos límites, son considerados rentables para el

intercambio.

A continuación, a modo de ejemplo se presenta la figura 4.4, la cual representa

una posible exportación desde el sistema de Perú hacia el sistema de Ecuador

por medio de la comparación entre curvas de oferta.

CAPÍTULO 4 60

Metodologías

Figura 4.4 Comparación de curvas de oferta

Fuente. http://www.caei.com.ar/

Para el citado ejemplo, los 60 USD/MWh es el precio de oferta para importación

de electricidad de Ecuador, valor proveniente de la curva de oferta propia del

sistema ecuatoriano para 0 MW (autónomo) y los 55,2 USD/MWh es el precio

máximo al que Ecuador está dispuesto a pagar por la energía importada. Por lo

tanto, el sistema peruano para abastecer la demanda de Ecuador, está dispuesto

a despachar unidades de generación que reflejan un costo de producción de

hasta 55 USD/MWh.

4.2.4 FORMACIÓN DE PRECIOS

Formación de la curva de oferta

Para la formación de la curva de oferta se considera al mercado nacional

ecuatoriano en nudo único (todos los nudos del sistema son el mismo), lo que

facilita la elaboración de la curva de oferta para exportar electricidad desde el

sistema ecuatoriano e importar electricidad hacia el sistema ecuatoriano; pues es

CAPÍTULO 4 61

Metodologías

suficiente con determinar para cada precio del sistema, la diferencia entre la

generación dispuesta a producir a ese precio y la demanda del sistema, sin

necesidad de considerar los efectos de la red.

Es importante mencionar que para el desarrollo de las curvas de oferta se

considerarán los siguientes aspectos:

Las curvas de oferta son elaboradas para períodos horarios y expresados en

USD/MWh.

Las curvas que representan las cargas radiales horarias que podrían ser

abastecidas desde el país importador/exportador deben ser obtenidas previo a

la elaboración del Despacho y debe ser recíproco entre los sistemas.

Para el cálculo de las curvas de oferta de importación/exportación para Perú,

Ecuador considera la influencia de la interconexión existente con Colombia.

Valores estimados [16]

La estimación de valores, es necesaria para lograr consolidar los precios de oferta

de importación/exportación, ambos reflejados en el nodo frontera. Por lo tanto, en

apego a la Regulación CONELEC No. 002/04 y de acuerdo al numeral 5.3 de la

citada Regulación, a continuación se presenta la metodología con la cual se

determina cada uno de estos elementos:

Costo marginal de mercado, reflejado en el nodo frontera (nodo frontera)

Se determina como el costo marginal en la barra de mercado multiplicado por el

factor de nodo frontera (ecuación 4.1). Donde los factores de nodo obtenidos

mediante un flujo de potencia DC, en base del despacho económico de

generación programado.

CAPÍTULO 4 62

Metodologías

nodoF

MWh

USDCMBM

MWh

USDNF

CMM ×

=

(4.1)

Donde:

CMBM: Costo marginal en la barra de mercado.

Fnodo: Factor de nodo del nodo frontera.

Costo equivalente de potencia

[ ][ ]MWhEE

kWPRPDmeskW

USD7,5

MWh

USDP

CEmediapunta +

×

−=

(4.2)

Donde:

PRPD: Magnitud de la potencia remunerable puesta a disposición del

trimestre que transcurre.

EPunta+EMedia: Magnitud estimada de la energía de demanda mensual

en subestaciones de entrega para los períodos de media y punta,

obtenidos del plan de operación.

Costo de reserva para regulación secundaria de frecuencia

La estimación de este cargo, se obtiene multiplicando el porcentaje de reserva

secundaria de frecuencia por la potencia media mensual y por el precio unitario de

potencia -PUP y dividiendo ese valor para la suma de las energías mensuales

previstas a entregar en períodos de demanda media y punta, estimadas de la

energía de demanda mensual en subestaciones de entrega obtenidos del plan de

operación.

CAPÍTULO 4 63

Metodologías

La potencia media se obtiene de la siguiente manera:

[ ][ ]

[ ]hm

H#

MWhm

EPMWP = (4.3)

Donde:

EPm: Energía prevista para el mes que transcurre, obtenida del plan de

operación.

#Hm: Número de horas del mes que transcurre del mes.

Por lo tanto, el cargo por RSF se obtiene mediante la siguiente ecuación:

[ ][ ]MWhEE

MWh

USD7,5MWP0,04

MWh

USDC

MediaPuntaRSF +

××=

(4.4)

Costo fijo de transmisión

El CONELEC suministra el valor del costo fijo de transmisión que debe ser

utilizado en el cálculo y este valor es de 0,6648 USD/MWh.

Costo de generación obligada y forzada

Este costo horario se programa por requerimientos de calidad del servicio y

seguridad del sistema y corresponde a los costos de aquellas unidades que son

despachadas con costo variable superior al costo marginal de mercado y proviene

del despacho económico de generación.

[ ]

[ ]MWhE

G

1iMWhGB

MWh

USDCMBMF

MWh

USDCVP

MWh

USDCGF

h

kNODO ii

∑=

×

×−

=

( 4.5)

CAPÍTULO 4 64

Metodologías

Donde:

CVPi: Costo variable de la producción de la unidad de generación.

CMBM: Costo marginal en la barra de mercado.

FNODOk: Factor de nodo de la barra k donde está conectada la unidad o

central de generación.

GBi: Generación requerida de la unidad o central de generación.

Eh: Demanda total del sistema en el período horario h.

Costo de la remuneración variable de transmisión RVT, correspondiente al tramo

ecuatoriano del enlace internacional

Este costo corresponde a la remuneración variable del Transmisor del tramo

ecuatoriano, en caso que no hubiera sido incluido en el cálculo del factor de nodo

del nodo frontera.

.

4.2.5 DESCRIPCIÓN DEL PROCEDIMIENTO DE LA PROPUESTA

El Despacho Bilateral, busca definir la rentabilidad económica para ciertos

bloques de demanda radial que incurriría el país al importar energía eléctrica

(Ecuador) desde Perú en base a la comparación de costos totales.

Importación por parte de Ecuador

El período comprendido entre el 21 y 27 de mayo del 2005, fue el escenario

considerado debido a la importación de energía por parte de Ecuador desde Perú

durante la emergencia vivida en el 2005 por desabastecimiento energético. La

CAPÍTULO 4 65

Metodologías

decisión de importar electricidad para el período señalado, consideró la

metodología descrita en los siguientes pasos:

En base al despacho de generación de los sistemas de Colombia, Ecuador y

Perú interconectados, se dispuso de los costos marginales de energía ubicado

en la barra de mercado para Ecuador (P1 en US$/MWh).

Se simuló el despacho de generación de los sistemas Colombia y Ecuador

interconectados, sin el sistema de Perú. Como resultado se obtuvieron los

costos marginales de la energía en Ecuador (P0 en US$/MWh).

La decisión de importar energía eléctrica, se habilita el momento que Ecuador

(hora 0) se comprometa a importar todo el bloque de demanda durante las 24

horas, en base al siguiente argumento: si el costo total (CT1), resultado de la

maximización entre el costo de importar electricidad (CIE) y el costo del país

exportador para abastecer la demanda radial (CPE), es menor al costo

autónomo del país importador (CLE); caso contrario no se habilita el

intercambio para ninguna hora del día.

El beneficio neto para Ecuador atribuible a la importación de energía eléctrica

desde Perú para un determinado bloque de demanda radial, es la suma del

beneficio calculado para cada bloque de demanda, mediante la siguiente

expresión:

( )∑=

×=24

1i

"iiiimp DRP1-P0BEcua (4.6)

Donde:

i: Índice del bloque de demanda.

BEcuaimp: Beneficio de Ecuador por importación de energía (US$).

CAPÍTULO 4 66

Metodologías

DR”: Demanda de energía de Ecuador en el bloque i (MWh).

Si en el bloque i no existe importación de energía, BEcua = 0.

Exportación por parte de Ecuador

La decisión de exportar energía eléctrica hacia Perú, queda a decisión facultativa

del país importador, puesto que esta metodología no pretende intervenir sobre la

situación interna del Perú; por consiguiente, para el caso de análisis la

metodología sigue los siguientes pasos:

En base al despacho de generación de los sistemas de Colombia y Ecuador

autónomo, sin el sistema de Perú, se dispuso de los costos marginales de

energía ubicado en la barra de mercado para Ecuador (P2 en US$/ MWh).

Se simuló el despacho de generación de los sistemas Colombia, Ecuador y

Perú interconectados, Como resultado se obtuvieron los nuevos costos

marginales de la energía en la barra de mercado para Ecuador (P3 en

US$/MWh).

De igual forma, la decisión de exportar energía eléctrica para abastecer la

demanda radial de Zorritos en Perú, es en base al criterio señalado

anteriormente para el caso ecuatoriano.

El beneficio neto para Ecuador atribuible a la exportación de energía eléctrica

hacia Perú para un determinado bloque de demanda radial, es la suma del

beneficio calculado para cada bloque de demanda, mediante la siguiente

expresión:

( )∑=

×=24

1i

"iiiexp DRP2-P3BEcua (4.7)

Donde:

CAPÍTULO 4 67

Metodologías

i: Índice del bloque de demanda.

BEcuaexp: Beneficio de Ecuador por exportación de energía (US$).

DR”: Demanda de energía de Perú en el bloque i (MWh).

Si en el bloque i no existe exportación de energía, BEcua = 0

Consecuentemente, de acuerdo a la propuesta metodológica de Despacho

Bilateral Ecuador-Perú en Operación Radial, el algoritmo que define el

intercambio bilateral de energía eléctrica se indica en el Anexo A, el mismo que

está compuesto por tres tipos de costos para abastecer la demanda radial y estos

son los que se indican a continuación: [17]

Costo de abastecer la demanda radial con recursos de generación local

∑=

×=24

1ttDRPMICLE

t (4.8)

Donde:

t: Índice del período y viene expresado en horas.

PMI: Precio marginal para cada período horario, con el cual se cubre

directamente la demanda radial a través del parque generador autónomo

del país importador y viene expresado en USD/MWh.

DR: Bloques de demanda radial que serían abastecidas por el país exportador

y viene expresado en MWh.

CAPÍTULO 4 68

Metodologías

Costo de abastecer la demanda radial con importación de electricidad

DESXCONXDRPOICIE t

24

1tt ++×=∑

=

(4.9)

Donde:


POI: Precio de oferta al que está dispuesto a comprar la electricidad el país

importador y viene expresado en USD/MWh.



CONX:Costo expresado en dólares americanos, con el cual se procede a

conectar el enlace que alimenta la carga radial de Ecuador desde Perú o

viceversa y se encuentra a cargo del país exportador.

DESX:Costo expresado en dólares americanos, con el que se incurre a

desconectar el enlace que alimenta la carga radial de Ecuador

desde Perú o viceversa y se encuentra a cargo del país exportador.

Costo del país exportador para abastecer la demanda radial del país importador

DESXCONXDRPOECPE t

24

1tt ++×=∑

=

(4.10)

Donde:


CAPÍTULO 4 69

Metodologías

POE: Precio de oferta al que está dispuesto a vender la electricidad el país

exportador para cubrir el bloque de demanda radial del país que desea

importar electricidad y viene expresado en USD/MWh.



CONX:Costo expresado en dólares americanos, con el cual se procede a

conectar el enlace que alimenta la carga radial de Ecuador desde Perú o

viceversa y se encuentra a cargo del país exportador.

DESX:Costo expresado en dólares americanos, con el cual se incurre a

desconectar el enlace que alimenta la carga radial de Ecuador


4.2.6 ANÁLISIS DE LA PROPUESTA

Con relación al análisis de la propuesta que permita el Despacho Bilateral

Ecuador-Perú, se presenta los siguientes lineamientos que se debe tomar a

consideración:

En un inicio (hora 0), uno de los dos países toma la decisión de

importar/exportar energía eléctrica. Ecuador por ejemplo previa comparación

entre los siguientes costos totales: costo de abastecer la demanda radial con

generación local (CLE) y el máximo costo entre el costo de importar (CIE) y el

costo del país exportador para cubrir dicha demanda (CPE), decide habilitar o

deshabilitar la importación de energía para todo el período diario, lo cual puede

resultar inconveniente para el país importador pues le puede resultar

conveniente al país, importar para cierto número de horas.

A efectos del presente análisis, la decisión de importar electricidad se debería

definir entre los costos: importar electricidad (CIE) y el del país exportador para

CAPÍTULO 4 70

Metodologías

abastecer dicha demanda (CPE), es decir, si el costo de importar electricidad

resulta ser superior al costo del país exportador entonces se habilitaría la

transacción de importación.

Debido a las características particulares que presenta la interconexión radial de

220 kV entre Ecuador y Perú, este tiene el inconveniente de imposibilitar

cambios del flujo de energía eléctrica en el transcurso del día.

El flujo de intercambio eléctrico en el enlace Ecuador-Perú, se encuentra

limitado además de la capacidad del enlace por sobrecostos de conexión y

desconexión (costos operativos) que asume el país importador, estos requieren

ser precisados.

4.3 METODOLOGÍA: DECISIÓN DE INTERCAMBIOS ECUADOR-

PERÚ

4.3.1 ANTECEDENTES

La Decisión de Intercambios, es una opción de intercambio que permite evaluar

para cada hora que tan factible y beneficioso le resulta al país importar energía

eléctrica al realizar una búsqueda exhaustiva de todas las posibles opciones de

intercambio a través de un árbol de búsqueda o grafo orientado usando la

programación dinámica como herramienta de solución. Para facilitar la

interpretación sobre la programación dinámica, se puede hacer referencia al

Anexo B.

Se conoce que el proceso de integración con Colombia fue beneficioso, lo cual

condujo a la puesta en marcha de la interconexión eléctrica a 220 kV entre

Ecuador y Perú, los mismos que iniciaron acciones a favor de la integración de

sus mercados eléctricos, resultado de esas gestiones se presenta una propuesta

metodológica alternativa denominada como Decisiones de Intercambios en apego

al marco normativo de la Decisión CAN 536.

CAPÍTULO 4 71

Metodologías

Lo cual condujo el desarrollo de una normativa nacional, mediante la Regulación

No. CONELEC-002/04, la cual establece en el ámbito operativo y comercial el

procedimiento para llevar a cabo la coordinación de los despachos económicos

efectuado por los Administradores de los Mercados interconectados; sin embargo,

dentro de la citada regulación, se observa que su aplicabilidad tiende hacia la

operación sincronizada.

En el numeral 4.2 y 4.3 de la citada regulación, se refiere al procedimiento para

realizar el despacho diario programado del sistema ecuatoriano y la valorización

de la electricidad, las cuales establecen: [18]

“El CENACE realizará el despacho económico de los recursos de

generación disponibles en nuestro sistema, considerando una demanda

internacional inicial de 0 MW con incrementos graduales hasta la

capacidad máxima de transferencia, definida por los estudios eléctricos...

…Se adopta como criterio para determinar los incrementos graduales de

demanda internacional, la disponibilidad diaria de las unidades y plantas de

generación, ordenadas por mérito económico y cuya operación implique

una modificación en el costo marginal de mercado.

Para este fin, el CENACE aplicará las reglas de despacho establecidas en

la normativa vigente y deberá intercambiarse la información con el

operador del sistema del país involucrado.”

“El precio de la electricidad en los nodos frontera para una demanda

internacional de 0 MW, corresponde a la disposición de comprar energía

por parte del sistema ecuatoriano; mientras que, los precios para los

bloques de demanda diferentes de 0 MW (oferta de exportación),

corresponden a la disposición a vender la electricidad por parte del sistema

ecuatoriano. El cálculo del precio de la electricidad en los nodos frontera

debe ser realizado con valores estimados ex-ante.”

Por lo tanto, el CENACE ve necesario formular un modelo que represente el

escenario de intercambio eléctrico bajo un problema de optimización dinámica,

CAPÍTULO 4 72

Metodologías

cuya resolución es por medio de una técnica que se conoce como programación

dinámica, en sí el problema refleja las condiciones particulares del enlace radial

Ecuador-Perú referentes a la condición operativa.

4.3.2 DESCRIPCIÓN DEL PROCEDIMIENTO DE LA PROPUESTA

El objetivo de esta metodología es determinar para cada hora los períodos en los

cuales se puede importar energía eléctrica para ciertos bloques de demanda

radial, en base a una función objetivo que maximiza el beneficio económico.

Importación por parte de Ecuador

La Decisión de Intercambios para importar energía por parte de Ecuador desde

Perú durante el período comprendido entre el 21 y 27 de mayo del 2005 el cual

fue considerado como escenario hipótesis de análisis. A continuación se describe

los pasos de la metodología en estudio:

En base al despacho de generación de los sistemas de Colombia, Ecuador y

Perú interconectados, se dispuso de los costos marginales de la energía para

Ecuador (P1 en US$/ MWh).

Se simuló el despacho de generación de los sistemas Colombia y Ecuador

interconectados, sin el sistema de Perú. Donde se determinaron los costos

marginales de la energía en Ecuador (P0 en US$/MWh).

La Decisión de Intercambios para importar energía eléctrica desde Perú, se

sustenta en base al principio de Optimalidad de Bellman, el cual expone lo

siguiente:

CAPÍTULO 4 73

Metodologías

“Supongamos que ´))1(),...,1(),0(( −= ∗∗∗∗ Nuuuu es el control óptimo y es la

correspondiente trayectoria de estado óptima. Se considera el subproblema

que consiste en

[ ] [ ])N(xSk),k(u),k(xFmax1N

jk

+∑−

=

(4.11)

Sujeto a: ),),(),(()1( kkukxkx ∫=+ para ,1,....,1, −+= Njjk

donde: ∗= xjx )(

),()( kku Ω∈ para ,1,...,1,1 −+= Njk

Es decir, el subproblema que debe encontrar los controles óptimos en las

etapas j+1 a N–1, partiendo de la condición inicial )( jx∗ , en la etapa j+1.

Entonces el control óptimo del subproblema formulado es

´))1(),...,1(),(( −+ ∗∗∗ Nujuju (vector truncado del ∗u ).” [19]

La función ( ) [ ] [ ])(),(),(max1

NxSkkukxFkxJN

jkj += ∑

−

=

, proporciona el valor óptimo

de la función objetivo del problema truncado en función del estado inicial )( jx ,

y se llama función valor.

Es decir, la aplicación del principio de Optimalidad de Bellman sobre la

Decisión de Intercambios entre Ecuador y Perú es un problema que requiere la

utilización de un esquema, representado por un algoritmo que introduce la

programación dinámica cuyo objetivo es tomar decisiones a cada hora al

realizar una búsqueda exhaustiva de todas las posibles opciones de

intercambio como se indica en el Anexo C.

El problema de optimización para la Decisión de Intercambios consiste en

encontrar la trayectoria más larga desde el nodo de origen hasta cualquiera de

los nodos de llegada, recorriendo el sentido que indican las flechas guardando

un precedente.

El beneficio neto para Ecuador atribuible a la importación de energía eléctrica

desde Perú para un determinado bloque de demanda radial, se determina por

medio de expresión 4.6.

CAPÍTULO 4 74

Metodologías

Exportación por parte de Ecuador

Para el caso de exportación de energía eléctrica hacia Perú por medio de la

Decisión de Intercambios, se considera los siguientes pasos:

En base al despacho de generación de los sistemas de Colombia y Ecuador

autónomo, sin el sistema de Perú, se dispuso de los costos marginales de la

energía ubicado en la barra de mercado para Ecuador (P2 en US$/ MWh).

Se simuló el despacho de generación de los sistemas Colombia, Ecuador y

Perú interconectados, Como resultado se obtuvieron los nuevos costos

marginales de la energía en la barra de mercado para Ecuador (P3 en

US$/MWh).

Respecto a la decisión de exportar energía eléctrica hacia Perú, es en base al

criterio de la optimalidad de Bellman indicado anteriormente visto desde el lado

peruano.

El beneficio neto para Ecuador atribuible a la exportación de energía hacia

Perú, se determina por medio de expresión 4.7.

Por lo tanto, el esquema de optimización dinámica para la Decisión de

Intercambios Ecuador-Perú, se plantea de la siguiente manera:

Algoritmo para la comparación de precios y Decisión de Intercambios Ecuador-Perú

( ) tttt

24

1ttttt zCDyCSuDPOEPOI'max ×−×−××−∑

=

(4.12)

Sujeto a:

Número máximo de maniobras

CAPÍTULO 4 75

Metodologías

Condiciones iniciales de conexión, oxx =)0(

Donde:


POI´: Precio de oferta al que está dispuesto a comprar la electricidad el país

importador y se considera como equivalente, ya que es del resultado de la

influencia del umbral sobre el POI y viene expresado en USD/MWh.


exportador, para abastecer el bloque de demanda radial para cada hora del

país que desea importar electricidad y viene expresado en USD/MWh.



CS: Costo expresado en dólares americanos, el cual incurre al conectar el

enlace que alimenta la carga radial de Ecuador desde Perú o viceversa y

se encuentra a cargo del país exportador.

CD: Costo expresado en dólares americanos, el cual se refiere a la

desconexión del enlace que alimenta la carga radial de Ecuador


Además se deben considerar las variables de tipo binario, las cuales representan

las restricciones operativas del enlace; es decir, los posibles estados o eventos

suscitados en la interconexión entre Ecuador y Perú. A continuación, se presenta

una tabla resumen con todas las variables frente a cada acontecimiento.

CAPÍTULO 4 76

Metodologías

Variable 1 0

.u Estado de conexión Estado de desconexión

.y Incide en arranque Caso contrario

.z Incide en desconexión Caso contrario

Tabla 4.1 Variables binarias en Restricciones Operativas - Decisión de Intercambio entre Ecuador y Perú

4.3.3 ANÁLISIS DE LA PROPUESTA

Frente a la propuesta de Decisión de Intercambios entre Ecuador y Perú, se

presenta los siguientes argumentos que sustentan el análisis desde la perspectiva

de su aplicación:

Los cambios horarios entre estados operativos durante el transcurso del día,

requieren ser precisados ya que son susceptibles a la influencia por las

restricciones del entorno a la interconexión.

Pueden presentarse situaciones de alguna diferencia, según la formulación

que se emplee en la programación dinámica ya sea recursividad de avance o

retroceso conforme transcurre el tiempo, puesto que en términos de cálculo

son equivalentes.

Es importe mencionar, que la propuesta metodológica en mención tiene un

grado de complejidad en comparación con la propuesta metodológica de

Despacho Bilateral, lo que puede mal interpretarse y propender su desuso,

más ambas caminan hacia el mismo objetivo que es tomar decisiones que

sustenten el intercambio bilateral de energía eléctrica entre Ecuador y Perú,

en base a la determinación de los períodos más adecuados.

CAPÍTULO 4 77

Metodologías

4.4 EJEMPLO DE APLICACIÓN PARA LA IMPORTACIÓN

Para el citado ejemplo, se consideró como escenario el primer día de emergencia

por desabastecimiento energético (21 de mayo del 2005) de Ecuador. Para ser

más explicito, a continuación se indica las condiciones bajo las cuales se dio a

lugar este acontecimiento, información que fue obtenida de la referencia [20].

El 19 de mayo del 2005 a las 00:31 horas, explotó el banco de la fase C del

autotransformador ATQ 138/69 kV de la S/E Machala, lo cual provocó la pérdida

total del servicio eléctrico para la provincia de El Oro.

El CENACE coordinó con TRANSELECTRIC S.A la adecuación de:

Circuito 2 de la L/T Milagro-San Idelfonso-Machala (69kV)

L/sT Balao Naranjal (69 kV)

L/T Machala-Zorritos (220 kV)

En el Anexo D, a mayo del 2005 se muestra en detalle las unidades generadoras

consideradas tanto para el Mercado Eléctrico del Ecuador (28 generadores

hidráulicos, 97 generadores térmicos y la interconexión con Colombia y Perú)

como para el Mercado Eléctrico del Perú (25 generadores hidráulicos, 61

generadores térmicos y la interconexión Ecuador).

A continuación se describe la simulación para ambas metodologías en estudio, a

través de una aplicación desarrollada en EXCEL®.

En base al despacho diario programado de los recursos de generación para los

sistemas interconectados de Colombia, Ecuador y Perú, se dispuso de los costos

marginales (ubicado en la barra Pascuales a 230 kV) y los precios de importación

(POI) de la energía para Ecuador. De igual forma de la página web del COES, se

dispuso los precios de exportación (POE) y los costos operativos

(CONEXIÓN/DESCONEXIÓN) con los cuales se procede a conectar el enlace

CAPÍTULO 4 78

Metodologías

que alimenta la carga radial de Ecuador desde Perú. Todo lo mencionado se

detalla en la tabla 4.2.

En el Anexo E se muestra el despacho para el sistema ecuatoriano y colombiano

autónomo y un segundo despacho cuando se ha decidido importar energía desde

Perú. De igual forma el despacho del sistema peruano antes y después de la

exportación de energía hacia Ecuador.

0 - 1 31.99 124.74 131.37 93.79 1.457.68 1.457.68 1 - 2 30.50 124.74 131.17 93.79 2.717.21 2.717.21 2 - 3 28.40 124.74 130.74 93.79 2.717.21 2.717.21 3 - 4 28.20 124.74 130.81 93.79 2.717.21 2.717.21 4 - 5 28.80 124.74 130.95 93.79 2.717.21 2.717.21 5 - 6 29.70 124.74 131.04 93.79 1.457.68 1.457.68 6 - 7 26.80 124.74 130.68 93.79 1.457.68 1.457.68 7 - 8 28.50 124.74 130.81 93.79 1.320.05 1.320.05 8 - 9 31.50 124.74 131.21 95.27 1.316.03 1.316.03 9 - 10 34.00 124.74 131.64 95.27 1.316.03 1.316.03 10 - 11 35.20 124.74 131.71 95.27 1.312.42 1.312.42 11 - 12 34.50 124.74 131.53 95.27 1.312.42 1.312.42 12 - 13 34.10 124.74 131.50 95.27 1.312.42 1.312.42 13 - 14 33.90 124.74 131.47 95.27 1.316.03 1.316.03 14 - 15 32.90 124.74 131.34 95.27 1.284.28 1.284.28 15 - 16 33.00 124.74 131.38 95.27 1.252.53 1.252.53 16 - 17 33.40 124.74 131.55 95.27 1.220.79 1.220.79 17 - 18 38.10 124.74 132.51 95.27 1.110.17 1.110.17 18 - 19 44.20 141.30 153.51 99.46 586.84 586.84 19 - 20 43.50 141.30 153.42 90.53 603.83 603.83 20 - 21 41.80 127.88 138.73 87.95 620.81 620.81 21 - 22 45.80 124.74 134.03 86.00 647.80 647.80 22 - 23 41.20 124.74 133.24 86.00 819.99 819.99 23 - 24 35.50 124.74 132.25 84.73 1.355.87 1.355.87

POE: Precio de oferta exportación (Precio nodal S/E Zorritos)POI: Precio de oferta de importación (Precio nodal S/E Machala)

Día: 21 de Mayo del 2005

HO

RA

Dem

anda

El O

ro(M

W)

CM

Ecu

a+C

ol(U

SD

/MW

h)

PO

I(U

SD

/MW

h)

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E(U

SD

/MW

h)

CO

NE

XIÓ

N(U

SD

)

DE

SC

ON

EX

IÓN

(US

D)

CM: Costo marginal en la barra de mercado

Tabla 4.2 Datos iniciales para las simulaciones de Intercambio Bilateral, 21 de mayo del 2005

Al simular ambas metodologías para el intercambio bilateral de energía en base a

los datos iniciales mencionados anteriormente. Se puede apreciar en la figura 4.5,

los períodos en los cuales se habilita la importación de energía desde Perú para

cada metodología bajo el escenario propuesto. Es así, que los resultados

obtenidos que se recogen en la tabla 4.3, los cuales fueron obtenidos en base a

CAPÍTULO 4 79

Metodologías

los diferentes criterios para definir el intercambio de energía en apego a los

numerales 4.2.5 y 4.2.6, se obtuvo los siguientes resultados:

La propuesta metodológica de Despacho Bilateral, indica que no es conveniente

para Ecuador importar energía durante el período analizado debido ya que es

más rentable para Ecuador abastecer la demanda radial de El Oro con generación

local (USD 104.553,62) versus (USD 112.359,08) que le representaría al país

abastecer la demanda de El Oro con importación de electricidad, mientras que la

propuesta metodológica de Decisión de Intercambios, señala que Ecuador debe

importar energía eléctrica desde Perú durante todo el día. Esta decisión se

sustenta bajo los siguientes argumentos:

Para esta última metodología, los bloques horarios en los cuales se habilita la

importación de energía son los estados 1 y 2, los cuales representan los

siguientes acontecimientos:

(1) El bloque se encuentra conectado y posteriormente ha sido sincronizado en

el transcurso del día.

(2) El bloque se encuentra conectado pero no se ha producido en el transcurso

del día sincronización alguna.

Además, se considera las siguientes condiciones iniciales (hora cero):

Si x(0) es el estado inicial del bloque Costo(x(0)) = 0

caso contrario Costo(x(0)) = -∞ = -999.999

Bajo estas consideraciones, se procede a evaluar para cada hora todas las

posibles opciones en los cuales se habilite el intercambio. Es así, que después del

proceso de optimización, los resultados que se recogen en la tabla 4.3, del total

de combinaciones factibles, se considerará la que reporte el mejor beneficio como

se puede apreciar en el estado 1, lo cual significa que se habilita la importación.

CAPÍTULO 4 80

Metodologías

Sin embargo, la diferencia entre la condición inicial asumida de -999.999 y las

utilidades del generador y costos por detener el generador que se agregan en

cada etapa a lo largo del proceso de optimización, reflejan valores negativos en

los estados 2 y 4. De ser el caso, que el camino óptimo de intercambio hubiese

resultado ser el estado 2, el Ecuador puede optar por no participar del

intercambio para esas horas.

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

¢US

D/k

Wh

MW

Día 21

Flujo Zorritos-Machala: Metod II(MW)

Flujo Zorritos-Machala: Metod I(MW)

CM Ecua Col(¢USD/kWh)

CN Zorritos Per(¢USD/kWh)

POI Ecua Col(¢USD/kWh)

Figura 4.5 Período horario para el Intercambio Bilateral de Energía, 21 de mayo del 2005

Flu

jo Z

orrit

os-M

acha

la(M

W)

Est

ado

1(U

SD

)

Est

ado

2(U

SD

)

Est

ado

3(U

SD

)

Est

ado

4(U

SD

)

-999.999,00 -999.999,00 0,00 -999.999,00 0 - 1 3.990,37 5.660,05 4.458,08 0,00 31,99 566,99 -999.108,31 0,00 -999.999,00 1 - 2 3.804,51 4.000,75 2.860,65 0,00 30,50 276,75 -998.264,57 0,00 -566,99 2 - 3 3.542,56 3.713,03 2.663,69 0,00 28,40 1.051,05 -997.490,28 0,00 276,75 3 - 4 3.517,61 3.688,85 2.644,93 0,00 28,20 1.821,71 -996.719,61 0,00 1.051,05 4 - 5 3.592,45 3.771,36 2.701,21 0,00 28,80 2.612,51 -995.928,82 0,00 1.821,71 5 - 6 3.704,72 3.891,84 2.785,62 0,00 29,70 3.430,44 -995.110,88 0,00 2.612,51 6 - 7 3.342,98 3.502,14 2.513,62 0,00 26,80 4.159,54 -994.381,78 0,00 3.430,44 7 - 8 3.555,03 3.728,02 2.673,07 0,00 28,50 4.938,34 -993.602,98 0,00 4.159,54 8 - 9 3.929,25 4.133,06 3.000,91 0,00 31,50 5.764,34 -992.776,99 0,00 4.938,34 9 - 10 4.241,09 4.475,62 3.239,08 0,00 34,00 6.669,36 -991.871,97 0,00 5.764,34 10 - 11 4.390,78 4.636,09 3.353,40 0,00 35,20 7.608,64 -990.932,69 0,00 6.669,36 11 - 12 4.303,46 4.537,78 3.286,71 0,00 34,50 8.523,58 -990.017,74 0,00 7.608,64 12 - 13 4.253,57 4.484,11 3.248,60 0,00 34,10 9.426,93 -989.114,39 0,00 8.523,58 13 - 14 4.228,62 4.456,88 3.229,55 0,00 33,90 10.324,12 -988.217,20 0,00 9.426,93 14 - 15 4.103,88 4.321,18 3.134,28 0,00 32,90 11.190,93 -987.350,39 0,00 10.324,12 15 - 16 4.116,35 4.335,43 3.143,81 0,00 33,00 12.061,40 -986.479,92 0,00 11.190,93 16 - 17 4.166,25 4.393,68 3.181,92 0,00 33,40 12.947,71 -985.593,61 0,00 12.061,40 17 - 18 4.752,52 5.048,46 3.629,67 0,00 38,10 13.992,54 -984.548,78 0,00 12.947,71 18 - 19 6.245,37 6.785,28 4.396,23 0,00 44,20 15.878,98 -982.662,34 0,00 13.992,54 19 - 20 6.146,46 6.673,58 3.938,15 0,00 43,50 18.120,07 -980.421,25 0,00 15.878,98 20 - 21 5.345,38 5.798,78 3.676,38 0,00 41,80 19.812,93 -978.728,40 0,00 18.120,07 21 - 22 5.713,00 6.138,62 3.938,68 0,00 45,80 21.558,16 -976.983,17 0,00 19.812,93 22 - 23 5.139,21 5.489,44 3.543,09 0,00 41,20 23.097,88 -975.443,44 0,00 21.558,16 23 - 24 4.428,20 4.695,04 3.007,75 0,00 35,50 24.437,39 -974.103,93 0,00 23.097,88

104.553,62 112.359,08 78.249,09

CIE

(US

D)

CP

E(U

SD

)

CLE

(US

D)

Metodología: Decisión de IntercambiosMetodología: Despacho Bilateral

HO

RA

ENCENDIDO APAGADO

Flu

jo Z

orrit

os-M

acha

la(M

W)

Tabla 4.3 Resultados de las simulaciones frente al Intercambio Bilateral de Energía, 21 de mayo del 2005

CAPÍTULO 4 81

Metodologías

En base a un análisis de beneficios y perjuicios, los beneficios netos para Ecuador

y Perú atribuibles a la importación y exportación de energía eléctrica derivado de

la propuesta metodológica Decisión de Intercambios son: USD 36.686,37 y

4.034,09 respectivamente, los cuales se determinan mediante las ecuaciones 4.6

y 4.7.

Las figuras 4.6 y 4.7 muestran que el beneficio económico que aporta la

metodología de Decisión de Intercambios Ecuador-Perú frente a la metodología

de Despacho Bilateral Ecuador-Perú, es mejor ya que está basada en un proceso

de optimización.

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

¢US

D/k

Wh

US

D

Día 21

Beneficio Met. I(USD)

Beneficio Met. II(USD)


CM Ecua Col Per(¢USD/kWh)

c

Figura 4.6 Beneficios económicos de Ecuador al importar energía, 21 de mayo del 2005

Met. I Met. II

0,00 1.590.858,15

0,00 -1.554.171,78

0,00 36.686,37

Beneficio Consumidor (millones USD)

Perjuicio Generador (millones USD)

Beneficio neto (USD)

Ecuador

CAPÍTULO 4 82

Metodologías

6

7

8

9

0

50

100

150

200

250

300

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

¢US

D/k

Wh

US

D

Día 21



CM Perú(¢USD/kWh)

CMexp Perú(¢USD/kWh)

Figura 4.7 Beneficios económicos de Perú al exportar energía, 21 de mayo del 2005

Para las simulaciones de exportación hacia el sistema peruano, es un análisis

similar al ejemplo de importación. En el mismo Anexo D se muestra en detalle las

unidades generadoras consideradas tanto para el Mercado Eléctrico del Ecuador

(33 generadores hidráulicos, 109 generadores térmicos y la interconexión con

Colombia y Perú) como para el Mercado Eléctrico del Perú (26 generadores

hidráulicos, 72 generadores térmicos y la interconexión Ecuador).

Para la determinación de los períodos de intercambio para las dos propuestas

metodológicas: Despacho Bilateral y Decisión de Intercambios, se consideran los

costos marginales (barra de mercado ubicado en la S/E Santa Rosa-Perú)

además de los precios de oferta de exportación (precio nodal en la barra

Machala-Ecuador) e importación (precio nodal en la barra de Zorritos-Perú).

Además se considera las características y restricciones de la operación radial del

sistema.

Met. I Met. II

Beneficio Generador(millones USD) 0,00 316.648,98

Perjuicio Consumidor (millones USD) 0,00 -312.614,89

Beneficio neto (USD) 0,00 4.034,09

Perú

CAPÍTULO 5 83

Estudio de Casos: Importación/Exportación

CAPÍTULO 5

ESTUDIO DE CASOS: IMPORTACIÓN/EXPORTACIÓN

5.1 INTRODUCCIÓN

En el presente capítulo se plantea y analiza los dos posibles casos de estudio

mediante la simulación de transacciones de importación/exportación de energía

eléctrica entre Ecuador y Perú por medio de una aplicación desarrollada en

EXCEL® [21].

Se valida las metodologías propuestas con uno de los eventos que vivió el país en

el 2005 (Importación de Emergencia) y donde no se utilizó ninguna metodología

para las Transacciones Internacionales de Electricidad.

5.2 PAÍS EN CONDICIÓN DE IMPORTACIÓN

5.2.1 ANTECEDENTES

Ecuador siempre ha tenido un déficit energético pero una de las cuestiones

conflictivas que se ha presentado en materia de importación de energía eléctrica

se vincula con la situación de emergencia vivida entre el 21 y 27 de mayo del

2005, período donde se transfirió electricidad desde Perú hacia Ecuador a través

del enlace internacional Machala-Zorritos a 220 kV.

Esta exportación de electricidad a Ecuador se desarrolló bajo el marco de la

normativa peruana, con garantía de la cobertura de todos los costos incurridos en

el suministro, las cuales aceptó asumir con las garantías económicas

(USD 2’000.000 millones) ofrecidas por TRANSELECTRIC S.A.

CAPÍTULO 5 84


Es importante mencionar que esta primera interconexión eléctrica del Perú con el

Ecuador se pudo materializar exitosamente en un tiempo muy corto debido a la

decisión política de ambos gobiernos para atender la emergencia de Machala y a

los avances logrados en las conversaciones efectuadas entre los organismos

operadores de ambos países, el COES del Perú y el CENACE del Ecuador, así

como al apoyo de las empresas transmisoras involucradas, REP del Perú y

TRANSELECTRIC del Ecuador.

Por lo tanto resulta útil, en base a este escenario analizar la aplicabilidad de

metodologías claras y transparentes que pudieron haber facilitado el suministro de

electricidad en forma bilateral durante este período, todo ello encaminado a

establecer ideas que se adecuen a este problema en particular para futuras

condiciones de emergencia que pudiera enfrentar el país.

5.2.2 CONSIDERACIONES INICIALES

Para poder llevar a cabo las simulaciones, la importación de electricidad se

considera como una generación adicional en el nodo frontera, a fin de incluir

dentro del despacho diario programado de los recursos de generación

ecuatoriano, tal como si se dispusiera de un generador virtual adicional.

Como parte del problema, se requiere algunas consideraciones básicas, las

cuales son descritas a continuación:

Debido a condiciones del suministro de energía y la característica radial del

sistema, Ecuador se declara en un inicio como el país importador de

electricidad y únicamente se considera los costos operativos del enlace, más

no cargos fijos de potencia9 de Perú.

9 Es el pago que se atribuye a las unidades de punta para estabilizar sus ingresos durante el año

por su potencia o capacidad instalada cuyo valor es de 10,70 USD/MWh. Fuente. COES

CAPÍTULO 5 85


No se dará paso a la importación de electricidad si no se considera la

presencia de las unidades de generación de la central Machala Power

necesarias para respaldar la interconexión.

Debido a la interconexión radial, los bloques de demandas radiales de El Oro

pasan a ser trasladados hacia el sistema peruano. Por consiguiente se

dispuso las demandas radiales de El Oro para los días entre el 21 y 27 de

mayo del 2005, como se indica en la figura 5.1.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Día 21 Día 22 Día 23 Día 24 Día 25 Día 26 Día 27

Figura 5.1 Demandas radiales El Oro entre el 21 y 27 Mayo del 2005

Fuente. CENACE

Se dispuso de un despacho inicial Colombia, Ecuador y Perú interconectados

donde se obtuvieron los costos en la barra de mercado de Ecuador (barra

Pascuales a 230 kV) después de la importación; adicionalmente se procedió a

determinar los costos marginales de Colombia-Ecuador sin Perú, es decir

antes de la importación. Esto fue bajo el criterio de mantener el aporte

hidráulico del sistema y variabilizar el aporte térmico.

CAPÍTULO 5 86


Adicionalmente, se consideraron los precios nodales ubicados en las barras

de Machala y Zorritos, que fueron los precios de oferta de importación y

exportación respectivamente.

Finalmente, los costos operativos de conexión y desconexión asociados a la

importación de electricidad se adjudican al país importador y en base al

Artículo 5 del acuerdo CAN 536, el cual establece:

“Las restricciones e inflexibilidades operativas asociadas con las

transacciones de importación y exportación serán tratadas en las mismas

condiciones para agentes internos y externos.”

5.2.3 ANÁLISIS DE RESULTADOS

A la luz de los resultados, como una forma de contribuir a la formación de señales

económicas adecuadas que faciliten el intercambio bilateral, los nuevos costos

marginales dentro del mercado eléctrico ecuatoriano mostraron una disminución

debido al ingreso de generación más eficiente por parte del sistema peruano,

como se puede analizar en la figura 5.2. Por lo tanto la demanda se ve

beneficiada debido a que ve un costo marginal menor, mientras que los

generadores se ven perjudicados debido a que perciben un costo marginal menor

por su energía y se produce un desplazamiento de algunos generadores, debido

al ingreso de generación de menor costo.

CAPÍTULO 5 87


12,67 12,83

14,62 14,50 14,68

17,48

14,68

8,288,78

14,09 13,90 13,7814,53

13,04

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

Día 21 Día 22 Día 23 Día 24 Día 25 Día 26 Día 27

¢USD

/kW

h

CM1 CM2 imp

Figura 5.2 Costos marginales ponderados del MEM ecuatoriano durante la semana del 21-27 mayo del 2005 (antes y después de la importación)

A la vez los costos marginales para el sistema peruano mostraron un incremento

debido a la exportación de electricidad hacia el sistema ecuatoriano, como se

indica en la figura 5.3.

8,16

8,05

8,13

8,05

8,37

8,02 8,02

8,65

8,40

8,67 8,678,72 8,69 8,70

8

8

8

8

8

9

9

Día 21 Día 22 Dia 23 Día 24 Día 25 Día 26 Día 27

¢US

D/k

Wh

CM1 CM2 exp

Figura 5.3 Costos marginales promedio del sistema peruano durante la semana del 21-27 mayo del 2005 (antes y después de la exportación)

CAPÍTULO 5 88


Con los resultados de la figura 5.2, se comprueba que siempre es adecuado

importar energía eléctrica. De igual forma el país exportador percibe un beneficio

económico.

Es así que los resultados obtenidos de las simulaciones para el período

analizado, el Ecuador percibiría un beneficio de USD 92.084,60 y

USD 105.896,02 al importar electricidad, mientras que Perú obtendría USD

15.086,00 y USD 19.120,00 al exportar electricidad a través de las metodologías

de Despacho Bilateral y Decisión de Intercambios respectivamente, como se

indica en las figuras 5.4 y 5.5.


Benef icio Met. I (USD) 0,00 32.631,84 0,00 0,00 0,00 38.929,00 20.523,76

Benef icio Met. II (USD) 36.686,37 32.631,84 0,00 0,00 0,00 16.054,05 20.523,76

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

US

D

Beneficio Met. I (USD) Beneficio Met. II (USD)

Figura 5.4 Beneficio económico de Ecuador frente a la importación de electricidad desde Perú

Met. I Met. II

Beneficio neto (USD) 92.084,60 105.896,02

Ecuador

CAPÍTULO 5 89



Benef icio Met. I (USD) 0,00 2.755,00 0,00 0,00 0,00 8.936,00 8.530,00

Benef icio Met. II (USD) 4.034,00 2.755,00 0,00 0,00 0,00 3.801,00 8.530,00

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

10.000

US

D


Figura 5.5 Beneficio económico de Perú frente a la exportación de electricidad hacia Ecuador

En el Anexo F, se muestra los resultados obtenidos respecto a los períodos de

intercambio y los beneficios económicos que aportan ambas metodología para

importación/exportación de Ecuador y Perú respectivamente, donde la alternativa

propuesta bajo Decisión de Intercambios presenta un mayor beneficio (Para el

Ecuador USD 12.999,46 y para el Perú USD 4.034,00) respecto a la metodología

de Despacho Bilateral, ya que está basada en un proceso de optimización que

implica el uso de un algoritmo que maximiza el beneficio económico. Por lo tanto

es una mejor opción.

Ante todo, bajo cualquier escenario en el corto plazo, el suministro de electricidad

en forma bilateral se justifica dada la situación de crisis por la que atravesó el

sistema ecuatoriano. No obstante la operación de la interconexión para alimentar

bloques radiales es una buena solución en el corto plazo, pero no debe ser

visualizada como objetivo de operación permanente.

Met. I Met. II

Beneficio neto (USD) 15.086,00 19.120

Perú

CAPÍTULO 5 90


5.3 COMPARACIÓN CON LA SITUACIÓN DE EMERGENCIA DE

MACHALA DEL 2005

Así como se han planteado estas dos metodologías que permitan el intercambio

bilateral de electricidad a través de la obtención de períodos para

importación/exportación junto a los beneficios económicos, también pueden

presentarse visiones distintas respecto de cuál sería la mejor metodología. Estas

visiones diferentes hacen surgir bastante discusión entorno a cual es la mejor

solución y la única referencia reciente fue el suceso que se conoce como la

emergencia de Machala vivida en el 2005.

Con el fin de comparar ambas metodologías evaluadas en el Capítulo 4, se

estableció esta sección que constituye el aporte fundamental del estudio puesto

que se quiere evaluar nuevas metodologías que permitan el intercambio de

energía en forma bilateral entre los mercados eléctricos de Ecuador y Perú. La

importación que se realizó durante la semana del 21 al 27 de mayo fue de tipo

forzada en base a los costos marginales de corto plazo del Sistema Eléctrico

Interconectado Nacional -SEIN del Perú.

Es importante señalar que la importación de energía eléctrica que se realizó

durante la semana del 21 al 27 de mayo del 2005, ingreso al país como

generación forzada y bajo estos términos no existe metodología que justifique un

intercambio recíproco y no discriminatorio, es decir, si a Ecuador le llegaban a

ofrecer precios superiores con los cuales se realizó la transacción, es seguro que

Ecuador los terminaba aceptando debido a la situación de emergencia que

atravesó. Más el escenario para el análisis se considera como una hipótesis.

Por lo tanto, en base a los resultados obtenidos de las simulaciones, la

rentabilidad beneficio para Ecuador fue de USD 105.896,02 y USD 92.084,60 por

medio del método de Decisión de Intercambios y de Despacho Bilateral

respectivamente.

CAPÍTULO 5 91


Cada metodología se adapta a las características del enlace radial y para

conocer sus fortalezas y debilidades se los debe analizar por medio de los

siguientes criterios: óptimo económico, corregibilidad, aceptabilidad y simplicidad,

como se indica en la tabla 5.1.

MetodologíaDespacho Bilateral

Metodología Decisión de Intercambio

Óptimo Económico Pobre AceptableCorregibilidad Bueno BuenoAceptabilidad Aceptable AceptableSimplicidad Aceptable Pobre

Tabla 5.1 Comparación de modelos

De acuerdo con la tabla 5.1, se observa que ningún modelo cumple con todos los

criterios. Las metodologías expuestas son aceptables en cuanto a Aceptabilidad,

sólo la metodología de Decisión de Intercambios se presenta adecuada al

alcanzar el óptimo económico, mientras que en el término simplicidad no es

adecuado. Por medio de la tabla se observa que el modelo a implantarse depende

de acuerdo al escenario que se este viviendo en el momento de la decisión.

Respecto a las características de la interconexión radial se puede implantar la

metodología de Despacho Bilateral de forma más rápida debido a su simplicidad

respecto a la metodología de Decisión de Intercambios, la cual puede requerir

cambios más elaborados.

La aceptabilidad depende del grado de comunicación que realiza el Administrador

del Mercado para promocionar los beneficios. La mejor opción es la metodología

de Decisión de Intercambios debido a que poseen beneficios notorios para el

país. En las otras características se observa que los dos modelos presentan

parámetros similares.

CAPÍTULO 5 92


5.4 PAÍS EN CONDICIÓN DE EXPORTACIÓN

5.4.1 ANTECEDENTES

El MEM ecuatoriano es el escenario para las simulaciones del intercambio

bilateral de energía eléctrica entre Ecuador y Perú, que constituye una alternativa

diferente al Despacho Coordinado Tripartito Colombia-Ecuador-Perú que se

pretende implementar. De acuerdo al Capítulo 4, la metodología para la

determinación de los períodos de intercambio puede ser distinta entre cada

método debido al criterio para su solución.

Para realizar un análisis y comparación entre los modelos presentados se utilizará

una supuesta exportación hacia el sistema peruano durante el mes de junio del

2007, período en que marginó la central hidroeléctrica Paute. En ese período

existió condiciones de vertimiento en la central Paute, por lo que se asume que se

pudo haber dado las condiciones para la exportación al sistema eléctrico peruano.

5.4.2 CONSIDERACIONES INICIALES

La exportación se considera como una demanda adicional que se incluye al

despacho diario programado del parque de generación ecuatoriano, tal como si se

tratase de la demanda de un gran usuario. Además se debe incluir los respectivos

cargos que involucra la exportación de energía eléctrica como se indica en el

numeral 4.2.4 del capítulo 4, para este análisis se debe considerar las siguientes

características:

No se dará paso a la exportación de energía eléctrica si no se considera la

presencia de las unidades de generación de la central Machala Power,

necesarias para respaldar la operación.

CAPÍTULO 5 93


Las demandas radiales a abastecer fueron estimadas, en base al crecimiento

de la demanda del país de Perú, esto debido a que no se disponía de datos

de demanda para el período a analizar. A continuación se detalla el

procedimiento a seguir. Se dispuso de la demanda radial de Zorritos para un

día laborable del año 2005 y se procedió a ajustarlo para el período 2007,

considerando un factor del 12% (crecimiento anual del 6%). Por lo tanto se

estableció el siguiente escenario que comprende los días: laborable (lunes a

viernes), semilaborable (sábado) y un no laborable (domingo). Como se

muestra en la figura 5.6, además se observa que la variación de la demanda

presenta zonas de bajo consumo debido a la poca actividad asociada a las

horas: de la noche, de un día feriado o de fines de semana y zonas de

consumo muy pronunciado corresponde, que corresponde a zonas de mucha

actividad simultánea en diferentes sectores y las zonas intermedias.

22

23

24

25

26

27

28

29

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

MW

Día laboral Día semilaboral Día no laboral

Figura 5.6 Demanda radial de Zorritos para el período junio del 2007

Se dispuso de un despacho inicial Colombia y Ecuador interconectados donde

se obtuvieron los precios de energía en la barra de mercado de Ecuador

antes de la exportación de energía; posteriormente se determinaron los

Factor: 12%

CAPÍTULO 5 94


nuevos costos marginales de Colombia, Ecuador y Perú interconectados

(después de la exportación).

Los resultados obtenidos, están de acuerdo a lo indicado en los numerales 4.8,

4.9 y 4.10 respectivamente; para el caso de exportación hacia el sistema peruano

se utilizó la misma aplicación desarrollada en EXCEL®.

5.4.3 ANÁLISIS DE RESULTADOS

En virtud de los resultados que se presentan en esta sección, se consideró que a

fin de permitir la realización de operaciones de exportación de energía eléctrica

hacia el sistema peruano, es necesario por ejemplo que el país atraviese un

período representativo de disponibilidad hidráulica o que el sistema ecuatoriano

posea unidades más eficientes que el sistema peruano. Para este capítulo se

considera la primera hipótesis.

Como resultado del presente análisis, se presenta un incremento en los nuevos

costos marginales dentro del mercado eléctrico ecuatoriano (como se puede

visualizar en la figura 5.7) correspondientes a las nuevas demandas totales (local

más exportación), produciéndose para los generadores una ganancia económica,

sin embargo la demanda nacional percibe un perjuicio debido al incremento de

precios.

CAPÍTULO 5 95


4,26

4,79 4,80

3,09 3,10 2,97

0

1

2

3

4

5

6

Día laborable Día semilaborable Día no laborable

¢USD

/kW

h

CM1 CM2 exp

Figura 5.7 Precios marginales ponderados del MEM ecuatoriano durante el período junio del 2007 (antes y después de la exportación)

Las simulaciones comienzan con la obtención de los períodos para cada hora a

través del programa de intercambio bilateral desarrollado en EXCEL®, en los

cuales el sistema de generación ecuatoriano puede abastecer los bloques de

demanda radial de Zorritos. Estos resultados no son mandatarios sobre la

situación interna del Perú.

Los períodos obtenidos por la metodología de Decisión de Intercambios mediante

la programación dinámica habilitaron un mayor número de horas, respecto a la

metodología de Despacho Bilateral. Por lo que se demuestra que se dispone de

un modelo más confiable que maximiza el beneficio neto.

La figura 5.8 muestra los cargos asociados determinados para la exportación de

energía eléctrica en el mes de junio del 2007, los mismos que son: 2,1826 y

0,6648 USD/MWh en los períodos de media-punta y base respectivamente. Estos

cargos son distribuidos para cada hora como un sobrecosto propio del sector

eléctrico ecuatoriano y es incluido al precio de oferta para exportación.

CAPÍTULO 5 96


Figura 5.8 Cargos asociados a la exportación mes de junio del 2007

Para el caso de estudio, a fin de poder comparar entre las metodologías de

Despacho Bilateral y Decisión de Intercambios se detallan los resultados en la

figura 5.9, en la cual se puede apreciar el beneficio económico atribuible a cada

metodología, producto del intercambio eléctrico durante el mes de junio del 2007.

Se observa un mayor beneficio por parte del método de Decisión de Intercambios

respecto al Despacho Bilateral, tomando en cuenta que ambas metodologías

realizaron una comparación de precios; sin embargo para el primer escenario,

siendo un día laborable de mayor actividad simultánea de diferentes sectores, los

precios de oferta para la exportación (Ecuador), se encontraron por debajo de los

precios de oferta que publicó el país importador (Perú), lo que no permitió la

transacción de exportación.

CAPÍTULO 5 97


Día laborable Día semilaborable Día no laborable

Beneficio Met. I (USD) 0,00 0,00 0,00

Beneficio Met. II (USD) 0,00 7.723,41 7.723,83

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

8.000

9.000

US

D


Figura 5.9 Beneficio económico de metodologías frente al caso de exportación de electricidad

Por lo tanto el beneficio neto para el Ecuador asumiendo que se habilita la

exportación es de USD 15.447,00.

Met. I Met. II


Ecuador

CAPÍTULO 6 98

Conclusiones y Recomendaciones

CAPÍTULO 6

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

En el desarrollo del presente trabajo, se hizo un análisis sobre metodologías que

permitan el intercambio bilateral de electricidad entre los mercados eléctricos de

Ecuador y Perú; con ello se observa el beneficio económico que representan las

metodologías mencionadas como métodos alternativos para las Transacciones

Internacionales de Electricidad.

6.1 CONCLUSIONES

Se resolvió dos problemas para el intercambio bilateral de electricidad en el

corto plazo, ambas metodologías denominadas como Despacho Bilateral y

Decisión de Intercambios trabajan en base a decisiones, la primera utiliza una

programación sencilla en base a la comparación de costos totales y el

segundo es un problema de optimización horario que maximiza el beneficio,

éste último además de realizar la comparación de precios efectúa una

búsqueda exhaustiva con todas las posibles opciones de intercambio y se lo

resuelve por medio de la programación dinámica.

Cada modelo para el intercambio bilateral de electricidad tiene ventajas y

desventajas, así la aplicación de uno u otro depende además de las

características de la interconexión radial y el comportamiento interno de los

mercados eléctricos (ecuatoriano y peruano) a fin de ajustarse a la realidad

particular de cada país.

La hipótesis para el caso de exportación fue correcta ya que se puede

evidenciar para el caso analizado la habilitación de transacciones de

electricidad desde Ecuador hacia Perú, escenario que permite obtener cierto

CAPÍTULO 6 99


número de horas predecibles en los cuales Ecuador está en la disponibilidad

de cubrir una demanda radial fuera de los límites nacionales.

Mediante las simulaciones se pudo observar que ambas metodologías

habilitan ciertos períodos para la importación/exportación de electricidad,

ambas consideran dentro de su formulación los mismos escenarios de

análisis y los costos antes del intercambio, lo que en un inicio pudo dar a

entender un beneficio similar para ambas. Pero debido a que cada

metodología tiene diferente origen se planteó esta tesis para realizar un

estudio que determine las ventajas y desventajas de cada una.

El grado de análisis y complejidad en el desarrollo de una de las metodologías

analizadas puede llevar a ser menos comprensible y transparente para los

usuarios, en nuestro caso los Operadores del Mercado Eléctrico de Ecuador y

Perú.

En el ejemplo de aplicación de importación de energía por medio de Decisión

de Intercambios se analiza como el Mercado Eléctrico ecuatoriano responde

ante precios que entrega el Mercado Eléctrico peruano, maximizando su

beneficio sujeto a sus restricciones técnicas. Sin embargo, cuando la ruta de

optimización de intercambio es negativa, Ecuador puede optar por no

participar del intercambio para esa hora.

Mediante los beneficios alcanzados cuando se importa electricidad existe una

pérdida para los generadores, un ahorro por parte de los consumidores que

da lugar a un beneficio económico neto para el país. Siendo la metodología

de Decisión de Intercambios la que presenta mayor beneficio, debido a la

maximización del beneficio para el sistema por medio de la programación

dinámica que realiza una búsqueda exhaustiva de todas las posibles opciones

de intercambio.

Los métodos propuestos para el intercambio bilateral basan su aplicación en

condiciones similares, ambas metodologías disponen como condición de

CAPÍTULO 6 100


inicialización un arranque durante el período analizado tanto de importación

como exportación, con el fin de reducir costos derivados de la

conexión/desconexión del enlace radial. Estos sobrecostos que no se

presentan en la interconexión entre Colombia y Ecuador por citar un ejemplo,

se deben distribuir entre quienes reciben los beneficios.

Como se analizó en el capítulo 5, debido a la demora en la implementación

del Despacho Coordinado Tripartito Colombia-Ecuador-Perú y el desacuerdo

normativo entre Ecuador y Perú. Se dispuso de una modalidad alternativa,

con la cual se inicie la comercialización de energía por medio del intercambio

bilateral de electricidad entre los mercados ecuatoriano y peruano con

mecanismos eficientes y participativos; así estas metodologías de intercambio

bilateral han demostrado cumplir con estas premisas.

6.2 RECOMENDACIONES

A fin de aprovechar las bondades de la tecnología de la información; es

necesario que el desarrollo de ambos métodos debe ser claro y sencillo de

aplicar de forma que el procedimiento requiera un nivel de información no muy

elevado, a fin de que su aplicación sea comprendida por todos y lo que es

más importante, que no requiera gran volumen de cálculos.

Es necesario tener presente que de acuerdo a los objetivos que se persigan,

las condiciones particulares y leyes que rigen en los sistemas, la mejor

metodología para cada caso de estudio puede ser distinta a la que mediante

el presente análisis aparece como mejor.

La flexibilidad de cada metodología para acoplarse a escenarios supuestos

depende del grado de corregibilidad, así no necesariamente pueden ser los

únicos modelos, en el supuesto caso de desear agregar más condiciones o

restricciones a los problemas, se lo puede hacer al modificar la aplicación

desarrollada en EXCEL®, cuyo código fuente se encuentra en el Anexo G.

CAPÍTULO 6 101


Antes de implementar cualquier reforma normativa sobre el tratamiento de los

costos fijos de transmisión, es necesario que el sector eléctrico ecuatoriano

cuente con los instrumentos necesarios para viabilizar la comercialización

eficiente de energía y que propenda al desarrollo de las Transacciones

Internacionales de Electricidad pues se conoce que los costos fijos de

transmisión de Perú son remunerados en forma mensual, a fin de buscar

congruencia con los costos fijos de transmisión de Ecuador, se los debería

tratar de manera que ambos sean remunerados en forma horaria.

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 102

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

[1] Universidad Pontifica Comillas, “Adecuación del Marco Regulatorio para la

Integración Regional”, Madrid, 2004.

[2] Mercados Energéticos S.A., “Estudio de Transacciones de Electricidad

entre las Regiones Andina, América Central y Mercosur, Factibilidad de su

Integración - Primera fase”, 2006.

[3] Mercados Energéticos S.A., “Análisis de los Acuerdos de Interconexión

Ecuador-Colombia: su evolución con Perú y propuesta de ajustes”, 2006.

[4] OLADE, “La Integración Energética en América Latina y el Caribe ante la

experiencia Europea”, 2006.

[5] Foro Internacional Análisis del Sector Eléctrico Andino, “Análisis de los

Acuerdos de Interconexión en el marco de la CAN y su evolución para

varios países”, 2006.

[6] Página Web de la Comunidad Andina de Naciones, CAN,

http://www.mercadoelectricoandino.com/

[7] Página Web de la Comunidad Andina de Naciones, CAN,

http://www.comunidadandina.org/

[8] J. A. Oscullo, “Pago de Potencia a través de Opciones: perspectivas de

aplicación al Mercado Eléctrico del Ecuador”, Tesis de Maestría,

Universidad Andina Simón Bolívar Sede Ecuador, 2007.

[9] Corporación Centro Nacional de Control de Energía, “Informe Ejecutivo de

Gestión Mensual”, Sept 2007.


[10] Página Web del Ministerio de Energía y Minas de Perú,

http://www.ministeriodeenergia.gov.pe/

[11] Página Web del Comité de Operación del Sistema Interconectado, COES

http://www.coes.org.pe/

[12] G. MANKIW, “Principles of Microeconomics”, MC. GRAW HILL, Second

Edition.

[13] S. PEREZ, “Rentas de congestión en las Transacciones Internacionales de

Electricidad: Análisis para Transacciones Ecuador-Colombia”, 2007.

[14] Acta de Acuerdos para la conclusión de los acuerdos operativo y comercial

entre CENACE y COES, Agosto 2006

[15] Página Web de Wikipedia, http://www.wikipedia.org/

[16] CENACE, “Propuesta para la Formación de POE para las Ofertas de la

Interconexión Perú”, 2006.

[17] CENACE, COES, “Metodología Despacho Bilateral Ecuador-Perú en

Operación Radial, propuesta preliminar”, Agosto 2006.

[18] Regulación CONELEC No. 002/04 de la página Web del Consejo Nacional

de Electricidad, CONELEC, http://www.conelec.gov.ec/

[19] E. Cerda, “Optimización Dinámica”, Madrid, 2001.

[20] Página Web del Centro Nacional de Control de Energía, CENACE,

http://www.cenace.org.ec/

[21] Programa Computacional EXCEL®


[22] CENACE, “Modelo para la Decisión de Intercambios considerando la

Operación Radial de la Interconexión Ecuador-Perú” , Enero 2005.

ANEXOS 105

ANEXO A: Metodología de Despacho Bilateral Ecuador-Perú

ANEXOS

ANEXO A: ALGORITMO PARA LA METODOLOGÍA DE

, DESPACHO BILATERAL ECUADOR-PERÚ

La decisión de importar electricidad se define en la hora 0 y es un problema de

comparación de costos totales para cada bloque radial de exportación y para un

horizonte de 24 horas.

El problema se plantea bajo el siguiente algoritmo:

Figura A.1 Algoritmo para la Metodología Bilateral Ecuador-Perú

Donde:

CLE: Costo de abastecer la demanda radial con los recursos de generación

autónomo en el período horario y viene expresado en dólares americanos.

CIE: Costo de abastecer la demanda radial con importación de electricidad y

viene expresado en dólares americanos.

CPE: Costo del país exportador para abastecer la demanda radial del país que

desee importar electricidad y viene expresado en dólares americanos.

ANEXOS 106

ANEXO A: Metodología de Despacho Bilateral Ecuador-Perú

U: Cargo umbral definido por los Organismos Reguladores. Actualmente se lo

definió en el 8%, como valor máximo del precio de importación.

El problema de intercambio bilateral, se define cuando la función de costo total,

resultado de la maximización entre el costo de importar electricidad y el costo del

país exportador para abastecer la demanda radial, es menor al costo autónomo

del país importador. Por lo tanto, el sentido de la transacción se establece hacia el

país importador desde el país exportador.

La determinación de cada uno de los costos de abastecimiento, se definen en

función de los precios de importación, exportación, costos de sincronización,

como se esquematiza brevemente a continuación:

t

24

1tt DRPMICLE ×=∑

=

(A.1)

DESXCONXDRPOICIE t

24

1tt ++×=∑

=

(A.2)

DESXCONXDRPOECPE t

24

1tt ++×=∑

=

(A.3)

De la solución a este problema se obtiene como resultado los períodos de compra

de energía para abastecer el bloque de demanda analizado y por ende podremos

cuantificar el posible beneficio.

ANEXO 107

ANEXO B: Programación Dinámica

ANEXO B: PROGRAMACIÓN DINÁMICA

La programación dinámica consiste en una técnica que permite determinar de

manera eficiente las decisiones que optimizan el comportamiento de un sistema

que evoluciona a lo largo de una serie de etapas. En otras palabras, trata de

encontrar la secuencia de decisiones que optimiza el comportamiento de un

proceso representado por medio de una función.

La naturaleza del razonamiento que se debe realizar en programación dinámica

es muy diferente al de la programación lineal. En programación lineal, intenta

escribir una determinada situación en términos de un modelo matemático

determinado; una vez conocida la naturaleza de las variables de decisión y

expresadas la función objetivo y las restricciones en función de esas variables, la

resolución del modelo puede confiarse, sin mayores problemas, a un programa

informático.

La programación dinámica no admite una resolución sistemática de este tipo; más

que un modelo concreto, es una estrategia de resolución común a muchas

situaciones en principio diferentes entre sí y admite gran variedad de relaciones

entre variables.

B.1CARACTERÍSTICAS DE UN PROBLEMA DE PROGRAMACIÓN

DINÁMICA

Para que un problema pueda ser resuelto con la técnica de programación

dinámica, debe cumplir con ciertas características:

Naturaleza secuencial de las decisiones: el problema puede ser dividido en

etapas.

ANEXO 108

ANEXO B: Programación Dinámica

Cada etapa tiene un número de estados asociados a ella.

La decisión óptima de cada etapa solo depende del estado actual y no de las

decisiones anteriores.

La decisión tomada en una etapa determina cual será el estado de la etapa

siguiente.

ANEXOS 109

ANEXO C: Metodología de la Decisión de Intercambios Ecuador-Perú

ANEXO C: ALGORITMO PARA METODOLOGÍA DE DECISIÓN DE

. INTERCAMBIOS ECUADOR-PERÚ

En base a la referencia [22].

La decisión de importar electricidad, es un problema de optimización cuya

solución es por medio de una técnica que se conoce como programación

dinámica, que toma una serie decisiones horarias y secuenciales en recursividad

de avance para el desarrollo del problema de intercambio bilateral.

El problema se plantea bajo el siguiente algoritmo:

( ) tttt

24

1ttttt zCDyCSuDPOE'POImax ×−×−××−∑

=

(B.1)

Sujeto a:

Número máximo de maniobras, los cuales son:

Número máximo de arranques: 1 Tiempo mínimo de operación y parada: 1 hora.

Condiciones iniciales de conexión, oxx =)0(

Si x(0) es el estado inicial del bloque Costo(x(0)) = 0 caso contrario Costo(x(0)) = -∞

Donde:

POI´: Precio de oferta al que está dispuesto a comprar la electricidad el país

importador y se considera como equivalente, ya que está descontado el

cargo umbral y viene expresado en USD/MWh.

ANEXOS 110



exportador y viene expresado en USD/MWh.



CS: Costo que incurre el país exportador al conectar el enlace que alimenta la

carga radial de Ecuador desde Perú o viceversa.

CD: Costo que incurre el país exportador al desconectar el enlace que

alimenta la carga radial de Ecuador desde Perú o viceversa.

En base a las restricciones operativas junto al número máximo de maniobras para

el enlace radial Ecuador-Perú, se presenta la figura C.1 que representa un grafo

orientado que contempla 24 etapas o períodos para los cuatro posibles estados

asociados a ellas, como se indica a continuación:

Figura C.1 Grafo orientado Metodología de la Decisión de Intercambio

Costos de transición (recursividad de avance):

ANEXOS 111


(x, y) 4,1 3,1 2,1 1,1

4,0 — — — —

3,0 — C33 — C31

2,0 — C23 C22 —

1,0 — — — —

(x, y) 4,2 3,2 2,2 1,2

4,1 — — — —

3,1 — C33 — C31

2,1 — C23 C22 —

1,1 C14 — — C11

(x, y) 4,3 3,3 2,3 1,3

4,2 C44 — — —

3,2 — C33 — C31

2,2 — C23 C22 —

1,2 C14 — — C11

Hasta la última etapa que es la hora 24.

(x, y) 4,24 3,24 2,24 1,24

4,23 C44 — — —

3,23 — C33 — C31

2,23 — C23 C22 —

1,23 C14 — — C11

Tabla C.1 Proceso Recursividad de avance (inicial)

Cada estado se encuentra enlazado por medio de una flecha, que representa los

costos de transición respectivos, como se indica a continuación:

( ) ttt2211 DPOE'POICC ×−== (B.2)

0CC 4433 == (B.3)

ANEXOS 112


t2314 CDCC −== (B.4)

( ) tttt31 CSDPOE'POIC −×−= (B.5)

Donde

C11: Utilidad del generador por continuar encendido.

C33: Costo por encontrarse apagado.

C14: Costo de detener el generador.

C31: Utilidad del generador por continuar encendido menos el costo de

sincronización.

Los estados operativos alineados en forma horizontal, representados mediante un

círculo o nodo describen la siguiente información:

(3) El bloque se encuentra conectado y posteriormente ha sido sincronizado en

el transcurso del día.

(4) El bloque se encuentra conectado pero no se ha producido en el transcurso

del día sincronización alguna.

(5) El bloque se encuentra desconectado pero no se ha producido en el

transcurso del día sincronización alguna.

(6) El bloque se encuentra desconectado y posteriormente ha sido sincronizado

en el transcurso del día.

Mientras que los estados operativos alineados en forma vertical, representan la

interacción entre cada estado, es decir los posibles estados que puede tomar.

ANEXOS 113


El procedimiento para resolver el problema de Decisión de Intercambios entre

Ecuador y Perú, se define con un recorrido hacia adelante. Por lo tanto, a

continuación se describe el procedimiento de solución:

Asignación de los respectivos costos iniciales en la hora cero. Se adjudica el

valor nulo al estado inicial del bloque, caso contrario se procede a situar el

valor de -999.999 en el resto de estados.

A continuación, cuando se tiene dos, tres o cuatro etapas se guarda el estado

predecesor y los cálculos se realizan en etapas dividiendo el problema en

subproblemas con el fin de reducir el número de operaciones, como se indica

a continuación:

h = 0 h = 1

(x, y) 4,1 3,1 2,1 1,1

4,0 — — — —

3,0 — C33+f’(3,0) — C31+f’(3,0)

2,0 — C23+f’(2,0) C22+f’(2,0) —

1,0 — — — —

h = 1 h = 2

(x, y) 4,2 3,2 2,2 1,2

4,1 — — — —

3,1 — C33+f’(3,1) — C31+f’(3,1)

2,1 — C23+f’(2,1) C22+f’(2,1) —

1,1 C14+f’(1,1) — — C11+f’(1,1)

ANEXOS 114


h = 2 h = 3

(x, y) 4,3 3,3 2,3 1,3

4,2 C44+f’(4,2) — — —

3,2 — C33+f’(3,2) — C31+f’(3,2)

2,2 — C23+f’(2,2) C22+f’(2,2) —

1,2 C14+f’(1,2) — — C11+f’(1,2)

h = 23 h = 24

(x, y) 4,24 3,24 2,24 1,24

4,23 C44+f’(4,23) — — —

3,23 — C33+f’(3,23) — C31+f’(3,23)

2,23 — C23+f’(2,23) C22+f’(2,23) —

1,23 C14+f’(1,23) — — C11+f’(1,23)

Tabla C.2 Proceso Recursividad de avance (final)

El problema se agranda gradualmente y es donde se encuentra la solución

óptima actual a partir de la que la precede, hasta resolver el problema original

completo que se planteó en un inicio.

Finalmente al llegar a la hora 24, se procede a seleccionar el estado que

representa el mayor costo y así ya queda definido el camino óptimo para el

intercambio de energía eléctrica entre Ecuador y Perú a través de la Decisión

de Intercambios.

ANEXOS 115

ANEXO D: Oferta de Generación del Sistema Ecuatoriano y Peruano

ANEXO D: OFERTA DE GENERACIÓN DEL SISTEMA

, ECUATORIANO Y PERUANO

No. EMPRESA CENTRAL POTENCIA EFECTIVA(MW)

1 AMBATO PENÍNSULA 3,02 BOLÍVAR RÍO CHIMBO 1,43 CENTROSUR SAUCAY 24,04 CENTROSUR SAYMIRÍN 14,45 COTOPAXI ILLUCHI 1 4,06 COTOPAXI ILLUCHI 2 5,07 COTOPAXI EL ESTADO 1,68 E. MUNICIPAL DE AGUA POTABLE EL CARMEN 8,39 E. MUNICIPAL DE AGUA POTABLE RECUPERADORA 6,010 HIDROAGOYÁN AGOYÁN 156,011 HIDROAGOYÁN PUCARÁ 70,012 HIDRONACIÓN M. LANIADO DE WIND 210,013 HIDROPAUTE PAUTE 1.075,014 QUITO CUMBAYÁ 40,015 QUITO NAYÓN 30,016 QUITO GUANGOPOLO 20,917 QUITO CHILLOS 1,818 QUITO PASOCHOA 4,519 QUITO LORETO 2,020 QUITO PAPALLACTA 3,021 REGIONAL NORTE AMBI 8,022 REGIONAL NORTE SAN MIGUEL DE CAR 2,923 REGIONAL NORTE LA PLAYA 1,224 REGIONAL NORTE SAN GABRIEL 0,225 REGIONAL NORTE ESPEJO 0,226 REGIONAL SUR CARLOS MORA 2,427 RIOBAMBA ALAO 10,428 RIOBAMBA RÍO BLANCO 3,0

CENTRO NACIONAL DE CONTROL DE ENERGÍADIRECCIÓN DE PLANEAMIENTO

Oferta HidráulicaPERÍODO: 05 al 31 de diciembre del 2005

Tabla D.1 Oferta de generación del sistema eléctrico ecuatoriano, 2005

Fuente. CENACE

No. EMPRESA CENTRAL POTENCIA EFECTIVA(MW)

1 AMBATO PENÍNSULA 3.02 BOLÍVAR RÍO CHIMBO 1.43 CENTROSUR SAUCAY 24.04 CENTROSUR SAYMIRÍN 14.45 COTOPAXI ILLUCHI 1 4.06 COTOPAXI ILLUCHI 2 5.07 COTOPAXI EL ESTADO 1.68 ENERMAX CALOPE 8.39 E. MUNICIPAL DE AGUA POTABLE EL CARMEN 8.3

10 E. MUNICIPAL DE AGUA POTABLE RECUPERADORA 6.011 HIDROABANICO ABANICO 15.412 HIDROAGOYÁN AGOYÁN 156.013 HIDROAGOYÁN PUCARÁ 70.014 HIDRONACIÓN M. LANIADO DE WIND 210.015 HIDROPAUTE PAUTE 1.075.016 HIDROSIMBIMBE SIBIMBE 15.017 MANAGENERACIÓN LA ESPERANZA 3.018 MANAGENERACIÓN POZA HONDA 1.519 QUITO CUMBAYÁ 40.020 QUITO NAYÓN 30.021 QUITO GUANGOPOLO 20.922 QUITO CHILLOS 1.823 QUITO PASOCHOA 4.524 QUITO LORETO 2.025 QUITO PAPALLACTA 3.026 REGIONAL NORTE AMBI 8.027 REGIONAL NORTE SAN MIGUEL DE CAR 2.928 REGIONAL NORTE LA PLAYA 1.229 REGIONAL NORTE SAN GABRIEL 0.230 REGIONAL NORTE ESPEJO 0.231 REGIONAL SUR CARLOS MORA 2.432 RIOBAMBA ALAO 10.433 RIOBAMBA RÍO BLANCO 3.0

PERÍODO: 01 al 31 de diciembre del 2007


Oferta Hidráulica

Tabla D.2 Oferta de generación del sistema eléctrico ecuatoriano, 2007

Fuente. CENACE

ANEXOS 116


CVP POTENCIA EFECTIVA(¢USD/kWh) (MW)

1 TERMOESMERALDAS ESMERALDAS BV 3,8396 132,5 2 QUITO G.HERNANDEZ 1 BD 4,7595 5,4 3 QUITO G.HERNANDEZ 2 BD 4,8078 5,4 4 QUITO G.HERNANDEZ 4 BD 4,8078 5,4 5 QUITO G.HERNANDEZ 6 BD 4,8145 5,4 6 QUITO G.HERNANDEZ 5 BD 4,8235 5,4 7 QUITO G.HERNANDEZ 3 BD 4,8393 5,4 8 MACHALA POWER MACHALA POWER A (*) G 5,6275 66,0 9 MACHALA POWER MACHALA POWER B (*) G 5,6310 65,0

10 ELECTROGUAYAS TRINITARIA BV 5,6759 133,0 11 TERMOPICHINCHA GUANGOPOLO 1 BD 6,1209 5,2 12 TERMOPICHINCHA GUANGOPOLO 4 BD 6,3097 5,2 13 TERMOPICHINCHA GUANGOPOLO 2 BD 6,3148 5,2 14 TERMOPICHINCHA GUANGOPOLO 5 BD 6,3189 5,2 15 TERMOPICHINCHA GUANGOPOLO 3 BD 6,3199 5,2 16 TERMOPICHINCHA GUANGOPOLO 6 BD 6,3199 5,2 17 ELECAUSTRO EL DESCANSO 4 BD 6,4105 4,3 18 ELECAUSTRO EL DESCANSO 3 BD 6,4313 4,3 19 ELECAUSTRO EL DESCANSO 2 BD 6,4420 4,3 20 ELECAUSTRO EL DESCANSO 1 BD 6,5467 4,3 21 ELECTROGUAYAS G. ZEVALLOS TV3 BV 6,8099 73,0 22 ELECTROGUAYAS G. ZEVALLOS TV2 BV 6,8578 73,0 23 CATEG - GENERACIÓN ANIBAL SANTOS BV 7,4384 32,5 24 ULYSSEAS INC. POWER BARGE I BV 8,0163 24,0 25 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 12 D 12,2432 5,0 26 EMELRIOS CENTRO INDUSTRIAL 4 D 12,3489 2,9 27 ELECTROQUIL ELECTROQUIL 2 DG 12,4738 46,0 28 QUITO LULUNCOTO 12 D 12,5999 2,8 29 CATEG - GENERACIÓN ALVARO TINAJERO 1 DG 12,6103 46,5 30 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 11 D 12,6281 5,0 31 EMELRIOS CENTRO INDUSTRIAL 3 D 12,6890 2,9 32 ELECTROQUIL ELECTROQUIL 3 DG 12,7079 45,0 33 EMELRIOS CENTRO INDUSTRIAL 2 D 12,7329 2,9 34 ESMERALDAS LA PROPICIA 1 D 12,7392 3,6 35 ESMERALDAS LA PROPICIA 2 D 12,7392 3,6 36 EMELRIOS CENTRO INDUSTRIAL 1 D 12,7771 2,9 37 ELECTROQUIL ELECTROQUIL 4 DG 12,7880 45,0 38 PENINSULA STA. ELENA LA LIBERTAD 1 D 12,8701 2,0 39 QUITO LULUNCOTO 11 D 12,9100 2,7 40 ELECTROQUIL ELECTROQUIL 1 DG 12,9422 45,0 41 PENINSULA STA. ELENA LA LIBERTAD 9 D 13,0215 3,0 42 MILAGRO MILAGRO 5 D 13,0228 - 43 REGIONAL SUR CATAMAYO 6 D 13,1128 2,5 44 QUITO LULUNCOTO 13 D 13,1870 2,7 45 ELECAUSTRO MONAY 2 D 13,1958 1,1 46 PENINSULA STA. ELENA POSORJA 5 D 13,2014 2,1 47 ELECAUSTRO MONAY 3 D 13,3921 1,1 48 MILAGRO MILAGRO 6 D 13,5683 - 49 ELECAUSTRO MONAY 1 D 13,6438 1,1 50 MILAGRO MILAGRO 4 D 13,6809 - 51 REGIONAL SUR CATAMAYO 7 D 13,7713 2,5 52 PENINSULA STA. ELENA LA LIBERTAD 10 D 13,8072 2,0 53 REGIONAL SUR CATAMAYO 2 D 13,8279 1,0 54 MILAGRO MILAGRO 7 D 13,9359 - 55 REGIONAL EL ORO ORO CAMBIO 3 D 14,0294 4,4 56 REGIONAL EL ORO ORO MACHALA 5 D 14,0976 2,0 57 INTERVISATRADE VICTORIA II N 14,1298 105,0 58 REGIONAL EL ORO ORO CAMBIO 4 D 14,1513 4,2 59 AMBATO LLIGUA 1 D 14,3034 1,8 60 AMBATO BATAN 3 D 14,3083 - 61 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 10 D 14,3250 2,0 62 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 13 D 14,3250 2,0 63 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 14 D 14,3250 2,0 64 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 15 D 14,3250 2,0 65 BOLIVAR BOLIVAR 1 D 14,3445 1,1 66 REGIONAL EL ORO ORO MACHALA 4 D 14,3688 2,0 67 PENINSULA STA. ELENA LA LIBERTAD 11 D 14,3920 2,0 68 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 7 D 14,4540 2,0 69 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 22 D 14,4796 2,0 70 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 16 D 14,5109 2,0 71 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 18 D 14,5128 2,0 72 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 8 D 14,6202 2,0 73 REGIONAL SUR CATAMAYO 10 D 14,6299 2,2 74 ELECTROGUAYAS ENRIQUE GARCIA DG 14,6862 96,0 75 REGIONAL SUR CATAMAYO 9 D 14,7438 2,2 76 RIOBAMBA RIOBAMBA D 14,9849 2,0 77 REGIONAL SUR CATAMAYO 8 D 15,0451 2,2 78 REGIONAL NORTE SAN FRANCISCO D 15,1137 2,0 79 AMBATO LLIGUA 2 D 15,1946 1,8 80 PENINSULA STA. ELENA PLAYAS 4 D 15,3599 0,7 81 CATEG - GENERACIÓN ALVARO TINAJERO 2 DG 15,4976 35,0 82 REGIONAL SUR CATAMAYO 5 D 16,2248 1,2 83 CATEG - GENERACIÓN ANIBAL SANTOS 1 DG 16,2407 20,0 84 PENINSULA STA. ELENA LA LIBERTAD 8 D 16,4098 - 85 REGIONAL SUR CATAMAYO 4 D 16,4746 1,3 86 ELECAUSTRO MONAY 4 D 16,8813 1,5 87 TERMOPICHINCHA SANTA ROSA 3 DG 17,0700 17,6 88 CATEG - GENERACIÓN ANIBAL SANTOS 2 DG 17,0889 20,0 89 TERMOPICHINCHA SANTA ROSA 2 DG 17,1382 16,9 90 TERMOPICHINCHA SANTA ROSA 1 DG 17,1406 16,8 91 CATEG - GENERACIÓN ANIBAL SANTOS 5 DG 17,2581 18,0 92 CATEG - GENERACIÓN ANIBAL SANTOS 3 DG 17,2598 14,0 93 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 3 D 17,6397 2,0 94 CATEG - GENERACIÓN ANIBAL SANTOS 6 DG 17,7907 17,5 95 ELECAUSTRO MONAY 6 D 17,7988 1,5 96 ELECTROGUAYAS G. ZEVALLOS TG4 DG 17,8155 20,0 97 ELECAUSTRO MONAY 5 D 18,5390 1,5

CENTRO NACIONAL DE CONTROL DE ENERGÍADIRECCIÓN DE PLANEAMIENTOCostos Variables de Producción

PERÍODO: 01 al 31 de diciembre del 2005

Empresas que no realizaron la declaración de Costos Variables de Producción para el mes de diciembre del 2005

No. EMPRESA UNIDAD TIPO

Tabla D.3 Costos variables de producción del sistema eléctrico ecuatoriano, 2005

Fuente. CENACE

ANEXOS 117


CVP POTENCIA EFECTIVA(¢USD/kWh) (MW)

1 TERMOESMERALDAS ESMERALDAS BV 2,9706 132,5 2 ELECAUSTRO EL DESCANSO 3 BD 3,9188 4,3 3 ELECAUSTRO EL DESCANSO 2 BD 3,9559 4,3 4 ELECAUSTRO EL DESCANSO 4 BD 3,9723 4,3 5 ELECAUSTRO EL DESCANSO 1 BD 4,0487 4,3 6 TERMOPICHINCHA GUANGOPOLO 2 BD 4,0733 5,2 7 TERMOPICHINCHA GUANGOPOLO 5 BD 4,0778 5,2 8 TERMOGUAYAS GENERATION TERMOGUAYAS 1 BD 4,1005 20,0 9 TERMOPICHINCHA GUANGOPOLO 1 BD 4,1105 5,2

10 TERMOGUAYAS GENERATION TERMOGUAYAS 2 BD 4,1136 40,0 11 TERMOPICHINCHA GUANGOPOLO 6 BD 4,1243 5,2 12 TERMOPICHINCHA GUANGOPOLO 3 BD 4,1289 5,2 13 TERMOGUAYAS GENERATION TERMOGUAYAS 3 BD 4,1330 40,0 14 TERMOPICHINCHA GUANGOPOLO 4 BD 4,1335 5,2 15 TERMOGUAYAS GENERATION TERMOGUAYAS 4 BD 4,1511 50,0 16 MACHALA POWER MACHALA POWER A (*) G 4,1808 66,7 17 MACHALA POWER MACHALA POWER B (*) G 4,2863 67,0 18 TERMOPICHINCHA LA PROPICIA 2 D 4,2890 3,6 19 QUITO G.HERNANDEZ 2 BD 4,6498 5,2 20 QUITO G.HERNANDEZ 1 BD 4,6797 5,2 21 QUITO G.HERNANDEZ 6 BD 4,6797 5,2 22 QUITO G.HERNANDEZ 4 BD 4,6906 5,2 23 QUITO G.HERNANDEZ 5 BD 4,6993 5,2 24 QUITO G.HERNANDEZ 3 BD 4,7367 5,2 25 LAFARGE CEMENTOS LAFARGE CEMENTOS BD 4,7618 13,0 26 ELECTROGUAYAS TRINITARIA BV 4,9003 133,0 27 TERMOPICHINCHA GUANGOPOLO 7 BD 4,9464 1,4 28 GENEROCA ROCAFUERTE 3 B 5,0907 4,7 29 GENEROCA ROCAFUERTE 4 B 5,1511 4,5 30 GENEROCA ROCAFUERTE 1 B 5,2343 4,2 31 GENEROCA ROCAFUERTE 2 B 5,2343 4,2 32 GENEROCA ROCAFUERTE 5 B 5,2343 4,2 33 GENEROCA ROCAFUERTE 6 B 5,2343 4,2 34 GENEROCA ROCAFUERTE 7 B 5,2343 4,2 35 GENEROCA ROCAFUERTE 8 B 5,2343 4,2 36 ELECTROGUAYAS G. ZEVALLOS TV3 BV 5,6227 73,0 37 ELECTROGUAYAS G. ZEVALLOS TV2 BV 5,8044 73,0 38 CATEG - GENERACIÓN ANIBAL SANTOS BV 6,0969 33,0 39 PENINSULA STA. ELENA LA LIBERTAD 9 D 6,4454 3,0 40 EMELRIOS CENTRO INDUSTRIAL 4 D 6,4739 2,9 41 PENINSULA STA. ELENA LA LIBERTAD 10 D 6,5370 2,0 42 MILAGRO MILAGRO 5 D 6,5551 2,0 43 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 11 D 6,5863 5,0 44 TERMOPICHINCHA LA PROPICIA 1 D 6,6359 3,6 45 EMELRIOS CENTRO INDUSTRIAL 3 D 6,6461 2,9 46 CATEG - GENERACIÓN ALVARO TINAJERO 1 DG 6,6590 46,5 47 EMELRIOS CENTRO INDUSTRIAL 2 D 6,6684 2,9 48 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 12 D 6,6796 5,0 49 EMELRIOS CENTRO INDUSTRIAL 1 D 6,6907 2,9 50 QUITO LULUNCOTO 12 D 6,7451 2,8 51 PENINSULA STA. ELENA LA LIBERTAD 1 D 6,7566 2,0 52 PENINSULA STA. ELENA POSORJA 5 D 6,8422 1,8 53 MILAGRO MILAGRO 6 D 6,8472 2,0 54 QUITO LULUNCOTO 11 D 7,0776 2,7 55 QUITO LULUNCOTO 13 D 7,1808 2,7 56 ELECAUSTRO MONAY 3 D 7,1827 1,1 57 AMBATO BATAN 3 D 7,1911 1,0 58 ELECTROQUIL ELECTROQUIL 2 DG 7,3800 46,0 59 ELECTROQUIL ELECTROQUIL 3 DG 7,4080 45,0 60 ELECAUSTRO MONAY 2 D 7,4406 1,1 61 ELECTROGUAYAS ENRIQUE GARCIA DG 7,4551 96,0 62 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 22 D 7,5249 2,0 63 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 16 D 7,5412 2,0 64 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 18 D 7,5422 2,0 65 ELECTROQUIL ELECTROQUIL 4 DG 7,5810 45,0 66 ULYSSEAS INC. POWER BARGE I BV 7,5992 24,0 67 BOLIVAR BOLIVAR 1 D 7,6406 1,1 68 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 10 D 7,6435 2,0 69 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 13 D 7,6435 2,0 70 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 14 D 7,6435 2,0 71 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 15 D 7,6435 2,0 72 REGIONAL EL ORO ORO CAMBIO 3 D 7,7017 3,8 73 ELECAUSTRO MONAY 1 D 7,7074 1,0 74 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 7 D 7,7123 2,0 75 INTERVISATRADE VICTORIA II (nafta) N 7,7538 102,0 76 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 8 D 7,8010 2,0 77 REGIONAL EL ORO ORO CAMBIO 4 D 7,8142 3,6 78 REGIONAL SUR CATAMAYO 7 D 7,8201 2,5 79 ELECTROQUIL ELECTROQUIL 1 DG 7,8896 45,0 80 REGIONAL EL ORO ORO MACHALA 5 D 7,9294 2,0 81 CATEG - GENERACIÓN ALVARO TINAJERO 2 DG 8,0057 35,0 82 PENINSULA STA. ELENA LA LIBERTAD 11 D 8,0814 2,0 83 RIOBAMBA RIOBAMBA D 8,1592 2,0 84 REGIONAL SUR CATAMAYO 2 D 8,2301 1,0 85 CATEG - GENERACIÓN ANIBAL SANTOS 1 DG 8,2455 20,5 86 REGIONAL EL ORO ORO MACHALA 4 D 8,2659 2,0 87 INTERVISATRADE VICTORIA II (diesel) D 8,3267 102,0 88 PENINSULA STA. ELENA PLAYAS 4 D 8,3573 0,7 89 REGIONAL SUR CATAMAYO 6 D 8,4607 2,5 90 REGIONAL SUR CATAMAYO 10 D 8,5203 2,2 91 REGIONAL SUR CATAMAYO 9 D 8,5586 2,2 92 REGIONAL SUR CATAMAYO 8 D 8,5867 2,2 93 CATEG - GENERACIÓN ANIBAL SANTOS 3 DG 8,6360 20,5 94 CATEG - GENERACIÓN ANIBAL SANTOS 2 DG 8,6685 20,5 95 CATEG - GENERACIÓN ANIBAL SANTOS 5 DG 8,7534 18,0 96 REGIONAL NORTE SAN FRANCISCO D 8,9542 1,8 97 ELECTROGUAYAS G. ZEVALLOS TG4 DG 8,9900 20,0 98 CATEG - GENERACIÓN ANIBAL SANTOS 6 DG 9,0192 18,0 99 TERMOPICHINCHA SANTA ROSA 3 DG 9,3850 16,8 100 AMBATO LLIGUA 1 D 9,3851 1,8 101 REGIONAL SUR CATAMAYO 5 D 9,4867 1,2 102 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 3 D 9,5733 2,0 103 TERMOPICHINCHA SANTA ROSA 2 DG 9,6209 16,2 104 TERMOPICHINCHA SANTA ROSA 1 DG 9,6271 16,8 105 REGIONAL SUR CATAMAYO 4 D 9,7891 1,2 106 AMBATO LLIGUA 2 D 9,8286 1,6 107 ELECAUSTRO MONAY 5 D 10,3231 1,1 108 ELECAUSTRO MONAY 4 D 10,3680 1,1 109 ELECAUSTRO MONAY 6 D 10,7834 1,1

Empresas que no realizaron la declaración de Costos Variables de Producción para el mes de diciembre del 2007


Costos Variables de ProducciónPERÍODO: 01 al 31 de diciembre del 2007

No. EMPRESA UNIDAD TIPO

Tabla D.4 Costos variables de producción del sistema eléctrico ecuatoriano, 2007

Fuente. CENACE

ANEXOS 118


No. EMPRESA CENTRALPOTENCIA MÁXIMA

(MW)1 ELECTROPERÚ MANTARO 629,732 ELECTROPERÚ RESTITUCIÓN 204,053 CAHUA CAHUA/PARIAC 33,314 CAHUA ARCATA 3,255 CAHUA GALLITO CIEGO 31,826 EDEGEL HUINCO 210,687 EDEGEL MATUCANA 101,898 EDEGEL CALLAHUANCA 60,009 EDEGEL MOYOPAMPA 61,76

10 EDEGEL HUAMPANI 25,5311 EDEGEL CHIMAY 88,6112 EDEGEL YANANGO 13,5313 EGENOR CARHUAQUERO 89,1614 EGENOR CAÑON DEL PATO 160,9115 ELECTROANDES YAUPI 98,5016 ELECTROANDES OROYA/PACHACHACA 14,8017 ELECTROANDES MALPASO 44,7018 EGASA CHARCANI I, II, III 6,4719 EGASA CHARCANI IV 14,1220 EGASA CHARCANI V 128,7621 EGASA CHARCANI VI 8,1022 EGEMSA MACHUPICCHU 87,3223 EGESUR ARICOTA 30,5024 ENERSUR YUNCÁN 46,8925 SAN GABÁN SAN GABÁN II 78,73

CÓMITE DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMAINTERCONECTADO NACIONAL

Oferta HidráulicaPERÍODO: 21 al 27 de mayo del 2005

Tabla D.5 Oferta de generación del sistema eléctrico peruano, 2005

Fuente. COES

No. EMPRESA CENTRALPOTENCIA MÁXIMA

(MW)1 ELECTROPERÚ MANTARO 652,502 ELECTROPERÚ RESTITUCIÓN 214,043 CAHUA CAHUA/PARIAC 32,934 CAHUA ARCATA 3,255 CAHUA GALLITO CIEGO 32,236 EDEGEL HUINCO 196,397 EDEGEL MATUCANA 104,988 EDEGEL CALLAHUANCA 72,209 EDEGEL MOYOPAMPA 71,59

10 EDEGEL HUAMPANI 27,7511 EDEGEL CHIMAY 150,4412 EDEGEL YANANGO 9,2013 EGENOR CARHUAQUERO 92,1214 EGENOR CAÑON DEL PATO 235,5215 ELECTROANDES YAUPI 108,6916 ELECTROANDES OROYA/PACHACHACA 13,1717 ELECTROANDES MALPASO 45,6218 EGASA CHARCANI I, II, III 6,7119 EGASA CHARCANI IV 15,2320 EGASA CHARCANI V 129,6721 EGASA CHARCANI VI 8,9322 EGEMSA MACHUPICCHU 85,4823 EGESUR ARICOTA 32,2324 ENERSUR YUNCÁN 46,8925 SAN GABÁN SAN GABÁN II 110,7926 ELÉCTRICA SANTA ROSA SANTA ROSA 0,67

CÓMITE DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMAINTERCONECTADO NACIONAL

Oferta HidráulicaPERÍODO: 22 al 28 de diciembre del 2007

Tabla D.6 Oferta de generación del sistema eléctrico peruano, 2007

Fuente. COES

ANEXOS 119


DEMANDA MÁXIMA DEMANDA MEDIA DEMANDA MÍNIMANo. EMPRESA CENTRAL CVP CVP CVP

(¢USD/kWh) (¢USD/kWh) (¢USD/kWh)1 ENERSUR ILO1 TV2 - R500 0,00630 0,00630 0,00630 23,202 TERMOSELVA AGUAYTIA TG 1 - GAS 0,05202 0,05202 0,05202 87,053 TERMOSELVA AGUAYTIA TG 2 - GAS 0,05275 0,05275 0,05275 78,154 ETEVENSA VENTANILLA TG 3 - GAS 0,07307 0,07307 0,07307 154,755 ETEVENSA VENTANILLA TG 4 - GAS 0,07441 0,07441 0,07441 153,706 ENERSUR ILO2 TV1 - CARB 0,08145 0,08145 0,08145 141,087 EEPSA MALACAS TG 4 - GAS 0,14140 0,14140 0,14140 81,158 EEPSA MALACAS TG 3 - GAS 0,18234 0,18234 0,18234 15,109 EEPSA MALACAS TG 2 - GAS 0,18339 0,18339 0,18339 15,04

10 EEPSA MALACAS TG 1 - GAS 0,18745 0,18745 0,18745 15,0211 ELECTROPERU TUMBES - R6 0,21279 0,21279 0,21279 18,2612 EEPSA MALACAS TG 4 - GAS CON H2O 0,21260 0,18594 0,21260 23,8213 ELECTROPERU YARINACOCHA - R6 0,18594 0,21260 0,18594 97,3514 EGESUR CALANA 4 - R6 0,19146 0,19146 0,19146 6,3715 SHOUGESA SHOUGESA TV 3 - R500 0,22450 0,19478 0,19478 18,9716 EGESUR CALANA 123 - R6 0,19478 0,22450 0,22450 25,3917 CAHUA CNP SULZER 123 - R6 0,24872 0,20675 0,20675 31,4618 EGASA MOLLENDO 123 - R500 0,20675 0,21988 0,24872 25,2119 SHOUGESA SHOUGESA TV 1 - R500 0,24067 0,24067 0,21988 19,6720 EGENOR PIURA 1 - R6 0,27005 0,24304 0,24067 19,4521 SHOUGESA SHOUGESA TV 2 - R500 0,24304 0,24872 0,24304 22,7522 EGENOR PIURA 2 - R6 0,28425 0,23421 0,23421 10,2823 ENERSUR ILO1 TV1 - R500 0,21988 0,27005 0,27005 21,6724 EGASA CHILINA SULZ 12 - R500 D2 0,23421 0,23795 0,28425 71,6925 CAHUA CNP MAN - R6 D2 0,27998 0,23899 0,23899 55,2926 EGENOR CHICLAYO OESTE - R6 0,28212 0,28425 0,23795 5,3627 ENERSUR ILO1 TV4 - R500 0,23899 0,27998 0,27998 1,5928 ENERSUR ILO1 TV3 - R500 0,23795 0,28212 0,28212 24,1029 EGENOR PIURA TG - R6 0,35530 0,35530 0,35530 20,9530 EGASA CHILINA TV3 - R500 0,35492 0,35492 0,35492 10,1031 EGASA CHILINA TV2 - R500 0,36769 0,36769 0,36769 6,7932 SHOUGESA SHOUGESA CUMMINS - D2 0,40959 0,40959 0,40959 1,2433 EGENOR PAITA 1- D2 0,45288 0,45288 0,45288 6,2134 EGENOR SULLANA - D2 0,46984 0,46984 0,46984 10,3135 EGENOR PAITA 2 - D2 0,49898 0,44765 0,44765 152,4936 ETEVENSA VENTANILLA TG 4 - D2 0,44765 0,45044 0,45044 152,6537 ETEVENSA VENTANILLA TG 3 - D2 0,45044 0,45775 0,45775 157,4638 ETEVENSA VENTANILLA TG 4 - D2 CON H2O 0,45775 0,45937 0,49898 162,0939 ETEVENSA VENTANILLA TG 3 - D2 CON H2O 0,45937 0,49898 0,45937 2,6140 EDEGEL STA ROSA WEST TG7 - D2 SIN H20 0,51782 0,51782 0,47273 112,0041 EDEGEL STA ROSA WEST TG7 - D2 CON H20 0,52182 0,52182 0,51782 121,3342 ENERSUR ILO1 CATKATO - D2 0,47273 0,47273 0,52182 3,1843 SAN GABAN BELLAVISTA ALCO - D2 0,47112 0,47112 0,47112 2,1344 EGASA CICLO COMBINADO - D2 0,48965 0,48965 0,48965 18,7045 SAN GABAN BELLAVISTA MAN 1 - D2 0,47602 0,47602 0,47602 3,5646 EDEGEL STA ROSA UTI 6 - D2 0,55779 0,48950 0,48950 5,3447 SAN GABAN TAPARACHI - D2 0,48950 0,55779 0,55779 53,7948 EEPSA MALACAS TG 4 - D2 CON H2O 0,62161 0,53193 0,53193 34,9449 EEPSA MALACAS TG 4 - D2 0,62654 0,61397 0,64848 52,0250 EDEGEL STA ROSA UTI 5 - D2 0,61397 0,55357 0,55357 34,6151 ENERSUR ILO1 TG2 - D2 0,53193 0,64848 0,53843 63,1552 EGENOR CHIMBOTE TG - D2 0,64848 0,53843 0,61397 35,8053 EGENOR TRUJILLO TG - D2 0,68142 0,50011 0,62161 9,0154 EGASA MOLLENDO TG 2 - D2 0,53843 0,50404 0,62654 2,8455 ENERSUR ILO1 TG1 - D2 0,55357 0,62161 0,55642 93,0156 EGEMSA DOLORES(GM 123 ALC 12) - D2 0,50011 0,55642 0,68142 35,2257 EGASA MOLLENDO TG 1 - D2 0,55642 0,62654 0,50011 78,0058 EGEMSA DOLORES (SZ 12) - D2 0,50404 0,68142 0,50404 21,3459 EEPSA MALACAS TG 2 - D2 0,85257 0,85257 0,85257 14,9760 EEPSA MALACAS TG 1 - D2 0,86650 0,86650 0,86650 14,8561 EEPSA MALACAS TG 3 - DIESEL2 0,89378 0,89378 0,89378 14,55

COMITÉ DE OPERACIONES DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

Costos Variables de ProducciónPERÍODO: 21 al 27 de mayo del 2005

Pe(MW)


Fuente. COES

ANEXOS 120


DEMANDA MÁXIMA DEMANDA MEDIA DEMANDA MÍNIMANo. EMPRESA CENTRAL CVP CVP CVP

(¢USD/kWh) (¢USD/kWh) (¢USD/kWh)1 ENERSUR CHILCA1 TG 1 - GAS 0,00070 0,00070 0,00070 175,962 ENERSUR CHILCA1 TG 2 - GAS 0,00070 0,00070 0,00070 174,533 EDEGEL VENTANILLA CCOMB TG 3 & TG 4 - GAS 0,00097 0,00097 0,00097 456,034 EDEGEL VENTANILLA CCOMB TG 3 & TG 4 - GAS F.DIRECTO 0,00099 0,00099 0,00099 492,745 EDEGEL VENTANILLA CCOMB TG 3 - GAS 0,00099 0,00099 0,00099 215,656 EDEGEL VENTANILLA CCOMB TG 3 - GAS F.DIRECTO 0,00100 0,00100 0,00100 228,887 EDEGEL VENTANILLA CCOMB TG 4 - GAS 0,00101 0,00101 0,00101 223,208 EDEGEL VENTANILLA CCOMB TG 4 - GAS F.DIRECTO 0,00102 0,00102 0,00102 231,829 EDEGEL VENTANILLA TG 3 - GAS 0,00135 0,00135 0,00135 159,2110 EDEGEL VENTANILLA TG 4 - GAS 0,00136 0,00136 0,00136 156,1011 EEPSA MALACAS2 TG 4 - GAS 0,00213 0,00213 0,00213 88,7212 TERMOSELVA AGUAYTIA TG 1 - GAS 0,00162 0,00162 0,00162 88,5113 TERMOSELVA AGUAYTIA TG 2 - GAS 0,00165 0,00165 0,00165 88,0814 KALLPA GENERACION KALLPA TG 1 - GAS 0,00257 0,00257 0,00257 176,8315 EDEGEL STA ROSA WEST TG7 - GAS 0,00284 0,00284 0,00284 109,3616 EDEGEL STA ROSA WEST TG7 - GAS CON H2O 0,00296 0,00296 0,00310 123,3017 ENERSUR ILO2 TV1 - CARB 0,00310 0,00310 0,00296 141,8318 EEPSA MALACAS2 TG 4 - GAS CON H2O 0,00402 0,00402 0,00402 100,6519 EDEGEL STA ROSA UTI 5 - GAS 0,00356 0,00356 0,00356 53,4320 EDEGEL STA ROSA UTI 6 - GAS 0,00370 0,00370 0,00370 52,0021 EEPSA MALACAS TG 2 - GAS 0,00873 0,00873 0,00873 15,0422 EEPSA MALACAS TG 1 - GAS 0,00896 0,00896 0,00896 15,0223 ELECTROPERU TUMBES - R6 0,00994 0,00994 0,00854 17,2724 EGASA MOLLENDO 123 - R500 0,00854 0,00854 0,00994 31,9825 ELECTROPERU YARINACOCHA - R6 0,00863 0,00863 0,00992 24,9826 EGENOR PIURA 1 - R6 0,01228 0,00992 0,00863 16,3627 EGASA CHILINA SULZ 12 - R500 D2 0,00992 0,01228 0,01228 10,4128 EGENOR PIURA 2 - R6 0,01367 0,01291 0,01291 3,0629 EGENOR CHICLAYO OESTE - R6 0,01291 0,01367 0,01367 24,3930 SHOUGESA SAN NICOLAS TV 3 - R500 0,01158 0,01158 0,01158 25,7931 SHOUGESA SAN NICOLAS TV 1 - R500 0,01235 0,01235 0,01272 19,0332 SHOUGESA SAN NICOLAS TV 2 - R500 0,01248 0,01248 0,01280 18,2833 ENERSUR ILO1 TV3 - R500 0,01272 0,01272 0,01235 69,4634 EGENOR PIURA TG - R6 0,01634 0,01280 0,01248 20,9535 ENERSUR ILO1 TV4 - R500 0,01280 0,01331 0,01331 66,4836 EGENOR PIURA 2 - D2 0,01654 0,01352 0,01352 3,0337 ENERSUR ILO1 TV1 - R500 0,01331 0,01634 0,01445 0,0038 EGENOR PAITA 1- D2 0,01775 0,01654 0,01634 4,1439 ENERSUR ILO1 TV2 - R500 0,01352 0,01775 0,01654 22,6540 EGENOR PAITA 2 - D2 0,01907 0,01445 0,01491 1,6741 EGESUR CALANA 123 - D2 0,01445 0,01491 0,01775 19,0642 EGESUR CALANA 4 - D2 0,01491 0,01907 0,01907 6,4443 EGENOR SULLANA - D2 0,01855 0,01855 0,01537 8,4844 EGASA CHILINA TV3 - R500 0,01537 0,01537 0,01855 9,9045 SHOUGESA SAN NICOLAS CUMMINS - D2 0,01551 0,01551 0,01551 1,2346 ENERSUR ILO1 CATKATO - D2 0,01637 0,01637 0,01637 3,3147 EGASA CHILINA TV2 - R500 0,01684 0,01684 0,01684 6,2048 SAN GABAN BELLAVISTA MAN 1 - D2 0,01730 0,01730 0,01730 1,7649 EDEGEL VENTANILLA TG 4 - D2 0,01669 0,01669 0,01669 152,5050 EDEGEL VENTANILLA TG 3 - D2 0,01679 0,01679 0,01679 152,6551 EDEGEL VENTANILLA TG 4 - D2 CON H2O 0,01707 0,01707 0,01841 157,4652 EDEGEL VENTANILLA TG 3 - D2 CON H2O 0,01713 0,01713 0,01707 162,0953 EGENOR PIURA TG - D2 0,02336 0,01841 0,01713 21,1154 SAN GABAN TAPARACHI - D2 0,01841 0,01902 0,01902 4,8855 EEPSA MALACAS2 TG 4 - D2 CON H2O 0,02238 0,02336 0,01998 93,0156 EGEMSA DOLORES(GM 123 ALC 12) - D2 0,01866 0,02238 0,01980 8,6957 EEPSA MALACAS2 TG 4 - D2 0,02256 0,01845 0,02336 78,0058 EGEMSA DOLORES (SZ 12) - D2 0,01885 0,02256 0,01845 2,7659 EGASA MOLLENDO TG 2 - D2 0,01902 0,01998 0,02238 36,4760 EDEGEL STA ROSA WEST TG7 - D2 SIN H2O 0,01845 0,01860 0,01860 112,0061 EDEGEL STA ROSA WEST TG7 - D2 CON H2O 0,01860 0,01980 0,02256 121,3362 ENERSUR ILO1 TG2 - D2 0,01998 0,02361 0,02361 32,4863 EGASA MOLLENDO TG 1 - D2 0,01980 0,02415 0,01866 36,7364 EGENOR TRUJILLO TG - D2 0,02453 0,01866 0,02064 20,3665 EGENOR CHIMBOTE TG1 - D2 0,02361 0,01885 0,01885 22,5566 EGENOR CHIMBOTE TG3 - D2 0,02415 0,02453 0,02091 21,4767 SAN GABAN BELLAVISTA ALCO - D2 0,02064 0,02064 0,02415 1,7768 EGASA CICLO COMBINADO - D2 0,02091 0,02091 0,02166 16,7069 ENERSUR ILO1 TG1 - D2 0,02166 0,02166 0,02453 34,7470 EEPSA MALACAS TG 2 - D2 0,03068 0,03068 0,03068 14,9771 EEPSA MALACAS TG 1 - D2 0,03118 0,03118 0,03118 14,8572 EEPSA MALACAS TG 1 - D2 0,03118 0,03118 0,03118 14,85

COMITÉ DE OPERACIONES DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

Costos Variables de ProducciónPERÍODO: 22 al 28 de diciembre del 2007

Pe(MW)


Fuente. COES

ANEXOS 121

ANEXO E: Despachos de los Mercados Eléctricos (Ecuatoriano y Peruano)

ANEXO E: DESPACHOS DE LOS MERCADOS ELÉCTRICOS (ECUATORIANO Y PERUANO)

E.1 DESPACHO ECONÓMICO DIARIO PROGRAMADO DE ECUADOR Y COLOMBIA (AUTÓNOMO)

DESPACHO ECONÓMICO DIARIO PROGRAMADOEn Operación de tiempo real el ingreso, variación d e carga y salida de las unidades, está bajo coordin ación del CENACE.Fecha: Sábado, 21 de Mayo de 2005

EMPRESA H-PAUTE H-PUCARA H-NACION ELEAUS_H AGOYAN_H EEQVIC_H EEQMOV_H RIOBAM_H COTOPX_H RNORIB_H RNORTU_H AMBATO_H BOLIVR_H EMAAPQ_H ELUZLO_H ELUZPA_H R-SUR_H T-ESMER G.HERNA1 G.HERNA2HORA 0- 1 517,1 - - 21,0 78,0 - 12,8 11,2 4,0 - 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 1- 2 458,5 - - 21,0 78,0 - 12,8 11,2 4,0 - 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 2- 3 426,1 - - 21,0 78,0 - 12,8 11,2 4,0 - 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 3- 4 392,2 - - 21,0 78,0 16,7 12,8 11,2 4,0 - 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 4- 5 411,0 - - 21,0 78,0 16,7 12,8 11,2 4,0 - 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 5- 6 467,1 - - 21,0 78,0 16,7 12,8 11,2 4,0 - 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 6- 7 375,3 - 40,0 22,0 78,0 16,7 12,8 11,2 4,0 - 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 7- 8 450,5 - 40,0 22,0 78,0 24,6 12,8 11,2 4,0 - 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 8- 9 549,1 - 40,0 22,0 78,0 24,6 12,8 11,2 3,1 - 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 9- 10 611,7 - 40,0 22,0 78,0 24,6 12,8 11,2 3,1 2,0 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 10- 11 655,8 - 40,0 22,0 78,0 24,6 12,8 11,2 3,1 2,0 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 11- 12 656,6 - 40,0 22,0 78,0 24,6 12,8 11,2 3,1 2,0 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 12- 13 633,2 - 40,0 22,0 78,0 24,6 12,8 11,2 3,1 2,0 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 13- 14 625,3 - 40,0 22,0 78,0 24,6 12,8 11,2 3,1 2,0 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 14- 15 608,4 - 40,0 22,0 78,0 24,6 12,8 11,2 3,1 2,0 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 15- 16 589,3 - 40,0 22,0 78,0 24,6 12,8 11,2 5,0 2,0 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 16- 17 591,2 - 40,0 22,0 78,0 24,6 12,8 11,2 5,0 2,0 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 17- 18 683,6 - 40,0 27,0 78,0 24,6 12,8 11,2 5,0 2,0 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 18- 19 912,6 60,0 110,0 34,0 78,0 63,2 12,8 11,2 6,1 7,8 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 19- 20 913,0 60,0 110,0 38,0 78,0 63,2 12,8 11,2 6,1 7,8 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 20- 21 816,7 60,0 110,0 34,0 78,0 63,2 12,8 11,2 6,1 7,8 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 21- 22 821,4 60,0 50,0 26,0 78,0 16,7 12,8 11,2 6,1 2,0 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 22- 23 686,2 - 40,0 20,0 78,0 16,7 12,8 11,2 3,1 2,0 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 23- 24 534,3 - 40,0 20,0 78,0 16,7 12,8 11,2 3,1 - 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2

ENERGIA 14.386,0 240,0 940,0 567,0 1.872,0 577,1 307,2 268,8 99,3 45,4 88,8 48,0 24,0 312,0 48,0 67,2 57,6 3.180,0 124,8 124,8 COMBUSTIBLES(gal) 201.265,8 7.647,1 7.609,8

Costo Variable bornes 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 3,8396 4,7595 4,8078 (ctvs USD/kWh)

Nota: Los valores de generación horarios se encuentran en MW y corresponden a la potencia Bruta.Los valores de energía de las plantas y unidades se encuentran en MWh.Central Machala Power consumo en m3 de gas. Costos variables declarados por los agentes para el mes de mayo con precios internacionales de combustibles vigentes del 05 de mayo AL 01 de junio de 2005Valores proporcionados por PETROCOMERCIAL: fuel oil 4 = 0.805679 USD/gal. Diesel 2 = 1.648824 USD/gal. NAFTA = 1.342308 USD/gal. Residuo ESM = 11.22 USD/barril (No incluyen IVA)COSTO DE PRODUCCION 784,8 miles de dólares

ANEXOS 122


G.HERNA5 E-TRINIT TPGUANG1 TPGUANG4 TPGUANG5 TPGUANG6 TPGUANG3 EAUSDES4 EAUSDES3 EAUSDES2 E.GZ.TV3 E.GZ.TV2 E.VASANT MAN-M12 EQL2-U2 EQL3-U4 LULUN-11 LULUN-13 EAUSMON2 LOJ-CA7 LOJ-CA2 ORO-CAG3

5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 5,0 27,0 - - - - 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 5,0 25,5 - - - - 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 5,0 23,4 - - - - 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 5,0 23,2 - - - - 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 5,0 23,8 - - - - 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 5,0 24,7 - - - - 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 4,0 23,0 - - - - 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 5,0 23,5 - - - - 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 5,0 26,5 - - - - 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 5,0 29,0 - - - - 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,1 5,0 30,2 - - - - 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 5,0 29,5 - - - - 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 5,0 29,1 - - - - 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 5,0 28,9 - - - - 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 5,0 27,9 - - - 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 5,0 28,0 - - - - 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 5,0 28,4 - - - 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 5,0 33,1 - - - 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 36,0 71,2 31,5 4,5 39,5 23,0 2,7 2,7 1,1 2,5 1,0 4,4 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 36,0 71,2 31,5 4,0 23,0 23,0 2,7 2,7 1,1 2,5 1,0 4,4 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 36,0 71,2 31,5 4,0 46,0 41,8 - - - 2,5 - 4,4 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 5,0 40,8 - - - 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 5,0 36,2 - - - 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 5,0 30,5 - -

124,8 2.880,0 124,8 124,8 124,8 120,0 124,8 103,2 103,2 103,2 486,0 1.708,8 755,6 14,0 103,8 74,3 5,4 5,4 2,2 7,5 2,0 13,2 7.651,7 173.913,0 7.277,0 7.289,7 7.298,2 7.017,5 7.323,9 6.564,9 6.498,7 6.740,7 35.064,9 124.366,8 60.399,7 949,2 7.654,9 5.330,0 642,5 642,5 5.330,0 536,5 147,7 1.013,0

4,8235 5,6759 6,1209 6,3097 6,3189 6,3199 6,3199 6,4105 6,4313 6,4420 6,8099 6,8578 7,4384 12,2432 12,4738 12,7880 12,7892 13,4234 13,5785 13,7713 13,8279 14,0294

DEMANDA UNIDAD COSTO

ORO-MAU5 VICTOR II ORO-MAU4 LOJ-C10 LOJ-CA9 LOJ-CA5 LOJ-CA4 TP.ROSA3 IMCOLO23 IMCOLO13 SISTEMA MARGINAL MARGINAL Dem. Base 12,47(MW) (cUSD/kWh) Dem. Med. 12,47

- - - - - - 4,0 235,0 - 1.337,53 EQL2-U2 12,4738 Dem. Punta 13,27- - - - - - 4,0 235,0 - 1.278,89 EQL2-U2 12,4738 Promedio 12,67- - - - - - 4,0 235,0 - 1.246,53 EQL2-U2 12,4738 - - - - - - 4,0 235,0 - 1.229,25 EQL2-U2 12,4738 - - - - - - 4,0 235,0 - 1.248,06 EQL2-U2 12,4738 - - - - - - 4,0 235,0 - 1.304,16 EQL2-U2 12,4738 - - - - - - 4,0 235,0 - 1.253,40 EQL2-U2 12,4738 - - - - - - 4,0 235,0 - 1.336,51 EQL2-U2 12,4738 - - - - - - 4,0 235,0 - 1.434,15 EQL2-U2 12,4738 - - - - - - 4,0 235,0 - 1.498,80 EQL2-U2 12,4738 - - - - - - 4,0 235,0 - 1.542,47 EQL2-U2 12,4738 - - - - - - 4,0 235,0 - 1.543,66 EQL2-U2 12,4738 - - - - - - 4,0 235,0 - 1.520,32 EQL2-U2 12,4738 - - - - - - 4,0 235,0 - 1.512,36 EQL2-U2 12,4738 - - - - - - 4,0 235,0 - 1.495,49 EQL2-U2 12,4738 - - - - - - 4,0 235,0 - 1.478,34 EQL2-U2 12,4738 - - - - - - 4,0 235,0 - 1.480,20 EQL2-U2 12,4738 - - - - - - 4,0 235,0 - 1.577,58 EQL2-U2 12,4738

2,0 50,0 2,0 2,2 2,2 1,2 1,2 4,0 209,0 10,0 2.089,07 VICTOR II 14,1298 2,0 50,0 2,0 2,2 2,2 1,2 1,2 4,0 205,0 9,0 2.072,07 VICTOR II 14,1298 2,0 2,0 - - - - 4,0 213,0 7,0 1.957,10 EQL2-U4 12,7880

- - - - - - 4,0 230,0 5,0 1.777,63 EQL2-U2 12,4738 - - - - - - 4,0 235,0 - 1.563,35 EQL2-U2 12,4738 - - - - - - 4,0 235,0 - 1.409,53 EQL2-U2 12,4738

6,0 100,0 6,0 4,4 4,4 2,4 2,4 96,0 5.557,0 31,0 480,8 597,8 467,3 331,1 350,6 206,5 205,0 9.600,0 0,0 0,0

14,0976 14,1298 14,3688 14,6299 14,7438 16,2248 16,4746 17,0700 - -

Precio Ponderado

Tabla E.1 Despacho Económico Diario Programado (Autónomo) de Ecuador y Colombia interconectados, 21 de mayo del 2005

ANEXOS 123


E.2 DESPACHO ECONÓMICO DIARIO PROGRAMADO DE ECUADOR Y COLOMBIA (IMPORTACIÓN)

DESPACHO ECONOMICO DIARIO PROGRAMADOEn Operación de tiempo real el ingreso, variaciòn d e carga y salida de las unidades, está bajo coordin ación del CENACE.Fecha: Sábado, 21 de Mayo de 2005

EMPRESA H-PAUTE H-PUCARA H-NACION ELEAUS_H AGOYAN_H EEQVIC_H EEQMOV_H RIOBAM_H COTOPX_H RNORIB_H RNORTU_H AMBATO_H BOLIVR_H EMAAPQ_H ELUZLO_H ELUZPA_H R-SUR_H T-ESMER G.HERNA1 G.HERNA2HORA 0- 1 517,1 - - 21,0 78,0 - 12,8 11,2 4,0 - 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 1- 2 458,5 - - 21,0 78,0 - 12,8 11,2 4,0 - 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 2- 3 426,1 - - 21,0 78,0 - 12,8 11,2 4,0 - 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 3- 4 392,2 - - 21,0 78,0 16,7 12,8 11,2 4,0 - 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 4- 5 411,0 - - 21,0 78,0 16,7 12,8 11,2 4,0 - 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 5- 6 467,1 - - 21,0 78,0 16,7 12,8 11,2 4,0 - 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 6- 7 375,3 - 40,0 22,0 78,0 16,7 12,8 11,2 4,0 - 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 7- 8 450,5 - 40,0 22,0 78,0 24,6 12,8 11,2 4,0 - 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 8- 9 549,1 - 40,0 22,0 78,0 24,6 12,8 11,2 3,1 - 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 9- 10 611,7 - 40,0 22,0 78,0 24,6 12,8 11,2 3,1 2,0 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 10- 11 655,8 - 40,0 22,0 78,0 24,6 12,8 11,2 3,1 2,0 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 11- 12 656,6 - 40,0 22,0 78,0 24,6 12,8 11,2 3,1 2,0 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 12- 13 633,2 - 40,0 22,0 78,0 24,6 12,8 11,2 3,1 2,0 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 13- 14 625,3 - 40,0 22,0 78,0 24,6 12,8 11,2 3,1 2,0 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 14- 15 608,4 - 40,0 22,0 78,0 24,6 12,8 11,2 3,1 2,0 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 15- 16 589,3 - 40,0 22,0 78,0 24,6 12,8 11,2 5,0 2,0 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 16- 17 591,2 - 40,0 22,0 78,0 24,6 12,8 11,2 5,0 2,0 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 17- 18 683,6 - 40,0 27,0 78,0 24,6 12,8 11,2 5,0 2,0 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 18- 19 912,6 60,0 110,0 34,0 78,0 63,2 12,8 11,2 6,1 7,8 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 19- 20 913,0 60,0 110,0 38,0 78,0 63,2 12,8 11,2 6,1 7,8 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 20- 21 816,7 60,0 110,0 34,0 78,0 63,2 12,8 11,2 6,1 7,8 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 21- 22 821,4 60,0 50,0 26,0 78,0 16,7 12,8 11,2 6,1 2,0 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 22- 23 686,2 - 40,0 20,0 78,0 16,7 12,8 11,2 3,1 2,0 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 23- 24 534,3 - 40,0 20,0 78,0 16,7 12,8 11,2 3,1 - 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2

ENERGIA 14.386,0 240,0 940,0 567,0 1.872,0 577,1 307,2 268,8 99,3 45,4 88,8 48,0 24,0 312,0 48,0 67,2 57,6 3.180,0 124,8 124,8 COMBUSTIBLES(gal) 201.265,8 7.647,1 7.609,8

Costo Variable bornes 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 3,8396 4,7595 4,8078 (ctvs USD/kWh)

Nota:Los valores de generación horarios se encuentran en MW y corresponden a la potencia Bruta.Los valores de energía de las plantas y unidades se encuentran en MWh.Central Machala Power consumo en m3 de gas. Costos variables declarados por los agentes para el mes de mayo con precios internacionales de combustibles vigentes del 05 de mayo AL 01 de junio de 2005Valores proporcionados por PETROCOMERCIAL: fuel oil 4 = 0.805679 USD/gal. Diesel 2 = 1.648824 USD/gal. NAFTA = 1.342308 USD/gal. Residuo ESM = 11.22 USD/barril (No incluyen IVA)

ANEXOS 124


G.HERNA5 E-TRINIT TPGUANG1 TPGUANG4 TPGUANG5 TPGUANG6 TPGUANG3 EAUSDES4 EAUSDES3 EAUSDES2 E.GZ.TV3 E.GZ.TV2 E.VASANT MAN-M12 EQL2-U2 EQL3-U4 LOJ-CA7 LOJ-CA2 ORO-CAG3

5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 - - - - - - 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 - - - - - - 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 - - - - - - 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 - - - - - - 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 - - - - - - 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 - - - - - - 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 - - - - - - 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 - - - - - - 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 - - - - - - 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 - - - - - - 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,1 - - - - - - 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 - - - - - - 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 - - - - - - 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 - - - - - - 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 - - - - - - 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 - - - - - - 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 - - - - - - 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 - - - - - - 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 36,0 71,2 31,5 5,0 46,0 28,3 2,5 1,0 4,4 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 36,0 71,2 31,5 5,0 34,9 23,0 2,5 1,0 4,4 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 36,0 71,2 31,5 4,0 23,0 23,0 2,5 - 4,4 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 - - - - - - 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 - - - - - - 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 - - - - - -

124,8 2.880,0 124,8 124,8 124,8 120,0 124,8 103,2 103,2 103,2 486,0 1.708,8 755,6 14,0 103,8 74,3 7,5 2,0 13,2 7.651,7 173.913,0 7.277,0 7.289,7 7.298,2 7.017,5 7.323,9 6.564,9 6.498,7 6.740,7 35.064,9 124.366,8 60.399,7 949,2 7.654,9 5.330,0 536,5 147,7 1.013,0

4,8235 5,6759 6,1209 6,3097 6,3189 6,3199 6,3199 6,4105 6,4313 6,4420 6,8099 6,8578 7,4384 12,2432 12,4738 12,7880 13,7713 13,8279 14,0294

DEMANDA UNIDAD PRECIO Precio Ponderado

ORO-MAU5 ORO-MAU4 LOJ-C10 LOJ-CA9 LOJ-CA5 LOJ-CA4 TP.ROSA3 IMCOLO23 IMCOLO13 IMPERU23 SISTEMA MARGINAL MERCADO Dem. Base 7,43(MW) (cUSD/kWh) Dem. Med. 7,39

- - - - - - 4,0 235,0 - 32,0 1.369,52 E.VASANT 7,4202 Dem. Punta 10,75- - - - - - 4,0 235,0 - 30,5 1.309,39 E.VASANT 7,4287 Promedio 8,28- - - - - - 4,0 235,0 - 28,4 1.274,93 E.VASANT 7,4317 - - - - - - 4,0 235,0 - 28,2 1.257,45 E.VASANT 7,4399 - - - - - - 4,0 235,0 - 28,8 1.276,86 E.VASANT 7,4374 - - - - - - 4,0 235,0 - 29,7 1.333,86 E.VASANT 7,4328 - - - - - - 4,0 235,0 - 26,8 1.280,20 E.VASANT 7,4394 - - - - - - 4,0 235,0 - 28,5 1.365,01 E.VASANT 7,4276 - - - - - - 4,0 235,0 - 31,5 1.465,65 E.VASANT 7,4092 - - - - - - 4,0 235,0 - 34,0 1.532,80 E.VASANT 7,3981 - - - - - - 4,0 235,0 - 35,2 1.577,67 E.VASANT 7,3842 - - - - - - 4,0 235,0 - 34,5 1.578,16 E.VASANT 7,3804 - - - - - - 4,0 235,0 - 34,1 1.554,42 E.VASANT 7,3860 - - - - - - 4,0 235,0 - 33,9 1.546,26 E.VASANT 7,3851 - - - - - - 4,0 235,0 - 32,9 1.528,39 E.VASANT 7,3875 - - - - - - 4,0 235,0 - 33,0 1.511,34 E.VASANT 7,3928 - - - - - - 4,0 235,0 - 33,4 1.513,60 E.VASANT 7,3951 - - - - - - 4,0 235,0 - 38,1 1.615,68 E.VASANT 7,3974

2,0 2,0 2,2 2,2 1,2 1,2 4,0 209,0 10,0 44,2 2.133,27 EQL3-U4 12,9188 2,0 2,0 2,2 2,2 1,2 1,2 4,0 205,0 9,0 43,5 2.115,57 EQL2-U2 12,4427 2,0 2,0 - - - - 4,0 213,0 7,0 41,8 1.998,90 EQL2-U2 12,4314

- - - - - - 4,0 230,0 5,0 45,8 1.823,43 E.VASANT 7,3880 - - - - - - 4,0 235,0 - 41,2 1.604,55 E.VASANT 7,4033 - - - - - - 4,0 235,0 - 35,5 1.445,03 E.VASANT 7,4106

6,0 6,0 4,4 4,4 2,4 2,4 96,0 5.557,0 31,0 825,5 480,8 467,3 331,1 350,6 206,5 205,0 9.600,0 0,0 0,0

14,0976 14,3688 14,6299 14,7438 16,2248 16,4746 17,0700 - - -

Tabla E.2 Despacho Económico Diario Programado de Ecuador, Colombia y Perú interconectados, 21 de mayo del 2005

ANEXOS 125


E.3 DESPACHO ECONÓMICO DIARIO PROGRAMADO DE PERÚ (A UTÓNOMO)

PROGRAMACION DIARIA DPC / SEM 21 Sábado 21 de Mayo de 2005SAB

HO

RA

MA

N

RO

N

Tum

bes

WA

RT

HU

IN

MA

T

CA

LL

MO

Y

HP

NI

Chi

may

Yan

ango

Hua

ncho

r

WE

ST

IN

UT

I_5

UT

I_6

VE

NT

3

VE

NT

4

M_T

G1

M_T

G2

M_T

GN

4

M_T

G3

Yau

pi

Oro

_Pac

Mal

paso

Cah

ua

Arc

ata

Par

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Gal

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CN

P_S

ulze

r 1,

2,3

Man

n

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o

CP

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CH

_O

Piu

ra1

Sul

lana

Pai

ta1

Piu

ra2

Pai

ta2

TG

_PI

TR

UJI

CH

IMB

1:00 565,0 183,4 17,0 0,0 75,0 61,0 63,0 24,2 75,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 32,0 4,0 2,9 0,0 10,0 70,0 110,02:00 535,0 173,7 17,0 0,0 75,0 61,0 63,0 24,2 0,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 32,0 4,0 2,9 0,0 10,0 70,0 110,03:00 515,0 167,2 17,0 0,0 75,0 61,0 63,0 24,2 0,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 32,0 4,0 2,9 0,0 10,0 70,0 110,04:00 515,0 167,2 17,0 0,0 75,0 61,0 63,0 24,2 0,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 32,0 4,0 2,9 0,0 10,0 70,0 110,05:00 540,0 175,3 17,0 0,0 75,0 61,0 63,0 24,2 0,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 32,0 4,0 2,9 0,0 10,0 70,0 110,06:00 570,0 185,1 17,0 0,0 75,0 61,0 63,0 24,2 0,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 32,0 4,0 2,9 0,0 10,0 70,0 110,07:00 500,0 143,6 17,0 0,0 75,0 61,0 63,0 24,2 0,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 35,0 4,0 2,9 15,5 10,0 70,0 150,08:00 480,0 143,6 17,0 121,2 75,0 61,0 63,0 24,2 75,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 35,0 4,0 2,9 31,0 70,0 150,09:00 580,0 143,6 17,0 155,6 75,0 61,0 63,0 24,2 90,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 35,0 4,0 2,9 31,0 70,0 150,0

10:00 600,0 143,6 17,0 177,9 75,0 61,0 63,0 24,2 90,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 35,0 4,0 2,9 31,0 70,0 150,011:00 600,0 143,6 17,0 156,8 75,0 61,0 63,0 24,2 90,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 35,0 4,0 2,9 31,0 10,0 70,0 150,0 11,012:00 600,0 143,6 17,0 174,1 75,0 61,0 63,0 24,2 90,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 35,0 4,0 2,9 31,0 70,0 150,013:00 600,0 143,6 17,0 196,7 75,0 61,0 63,0 24,2 90,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 35,0 4,0 2,9 0,0 70,0 150,014:00 600,0 143,6 17,0 156,5 75,0 61,0 63,0 24,2 90,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 35,0 4,0 2,9 0,0 70,0 150,015:00 600,0 143,6 17,0 151,5 75,0 61,0 63,0 24,2 75,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 35,0 4,0 2,9 0,0 70,0 150,016:00 580,0 143,6 17,0 119,4 85,0 61,0 63,0 24,2 75,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 35,0 4,0 2,9 0,0 70,0 150,017:00 570,0 143,6 17,0 128,1 85,0 61,0 63,0 24,2 75,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 35,0 4,0 2,9 0,0 70,0 150,018:00 590,0 143,6 17,0 153,1 85,0 61,0 63,0 24,2 90,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 20,0 35,0 4,0 2,9 0,0 85,0 150,0 12,0 2,019:00 640,0 143,6 17,0 198,9 105,0 61,0 63,0 24,2 90,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 33,0 37,0 4,2 2,9 32,0 85,0 180,0 12,0 2,020:00 640,0 143,6 17,0 170,3 105,0 61,0 63,0 24,2 90,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 33,0 37,0 4,2 2,9 32,0 85,0 180,0 12,0 2,021:00 640,0 143,6 17,0 122,7 105,0 61,0 63,0 24,2 90,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 33,0 37,0 4,2 2,9 32,0 85,0 180,0 12,0 2,022:00 610,0 143,6 17,0 121,7 85,0 61,0 63,0 24,2 75,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 20,0 37,0 4,2 2,9 32,0 60,0 180,0 12,0 2,023:00 580,0 143,6 17,0 92,8 85,0 61,0 63,0 24,2 75,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 34,0 4,2 2,9 31,0 10,0 60,0 120,00:00 580,0 143,6 17,0 82,6 85,0 61,0 63,0 24,2 75,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 34,0 4,0 2,9 15,5 10,0 60,0 110,0

13830,0 3636,7 0,0 408,0 2479,9 1950,0 1464,0 1512,0 580,8 1500,0 408,0 432,0 0,0 0,0 0,0 3720,0 3720,0 360,0 0,0 1920,0 0,0 2400,0 144,0 177,0 828,0 97,0 69,6 345,0 100,0 0,0 1710,0 3410,0 0,0 71,0 0,0 0,0 10,0 0,0 0,0 0,0 0,0

NOTAS:

1 LA UNIDAD TG7 DE SANTA ROSA F/S DE 0 A 24H, POR TRABAJOS DE CONVERSIÓN PARA OPERACIÓN A GAS.2 LA UNIDAD TG2 DE LA C.T. MALACAS F/S DE 00:00 A 24:00 HORAS, POR LIMITE DE HORAS DE OPERACIÓN.3 LÍNEA L-2030 F/S DE 07:30 A 17:30H, POR MANTENIMIENTO ELECTROMECÁNICO.4 LÍNEA L-2231 F/S DE 08 A 16H, POR MANTENIMIENTO ELECTROMECÁNICO.

ELECTROANDES CAHUA EGENORELECTROPERU EDEGEL ETEVENSA EEPSA

ANEXOS 126


PROGRAMACION DIARIA DPC / SEM 21

AG

_TG

1

AG

_TG

2

SH

_TV

1

SH

_TV

2

Sh_

TV

3

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Dol

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1

ILO

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Wh)

88,0 78,0 9,0 23,0 88,0 4,0 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 23,8 4,9 31,0 70,0 2.479,16 SHOUGESA TV 1 - R500 81,120088,0 78,0 10,0 23,0 88,0 4,0 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 50,3 4,4 31,0 70,0 2.391,87 SHOUGESA TV 1 - R500 81,1200 Dem. Base 8,0688,0 78,0 13,0 23,0 88,0 4,0 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 24,3 4,4 31,0 70,0 2.341,48 SHOUGESA TV 1 - R500 81,1200 Dem. Media 8,1988,0 78,0 13,0 23,0 88,0 4,0 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 30,0 4,4 31,0 70,0 2.347,34 SHOUGESA TV 1 - R500 81,1200 Dem. Punta 8,23

88,0 78,0 12,0 23,0 88,0 4,0 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 34,5 4,4 31,0 70,0 2.384,37 SHOUGESA TV 1 - R500 81,1200 Promedio 8,1688,0 78,0 11,0 23,0 88,0 4,0 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 33,6 4,4 31,0 80,0 2.432,30 SHOUGESA TV 1 - R500 81,120088,0 78,0 14,0 23,0 88,0 7,2 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 41,4 4,4 31,0 70,0 2.383,21 SHOUGESA TV 1 - R500 81,120088,0 78,0 19,0 23,0 88,0 7,2 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 25,0 4,4 31,0 85,0 2.568,86 SHOUGESA TV 1 - R500 81,380088,0 78,0 19,0 23,0 88,0 7,2 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 30,0 4,4 31,0 85,0 2.723,28 SHOUGESA TV 1 - R500 81,380088,0 78,0 19,0 23,0 88,0 7,2 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 50,0 4,4 31,0 85,0 2.784,99 SHOUGESA TV 1 - R500 81,380088,0 78,0 19,0 23,0 88,0 7,2 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 60,0 4,4 31,0 10,0 85,0 2.804,70 PIURA 1 - R6 87,350088,0 78,0 17,0 23,0 88,0 7,2 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 8,8 80,0 5,2 31,0 85,0 2.811,10 SHOUGESA TV 1 - R500 81,380088,0 78,0 17,0 23,0 88,0 7,2 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 8,8 50,0 5,2 31,0 85,0 2.773,03 SHOUGESA TV 1 - R500 81,380088,0 78,0 17,0 23,0 88,0 7,2 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 8,8 30,0 5,2 31,0 85,0 2.713,04 SHOUGESA TV 1 - R500 81,380088,0 78,0 18,0 23,0 88,0 7,2 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 8,8 30,0 5,2 31,0 85,0 2.694,09 SHOUGESA TV 1 - R500 81,380088,0 78,0 18,0 23,0 88,0 8,5 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 8,8 30,0 5,2 31,0 85,0 2.653,19 SHOUGESA TV 1 - R500 81,380088,0 78,0 18,0 23,0 88,0 26,0 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 8,8 30,0 5,2 31,0 85,0 2.669,01 SHOUGESA TV 1 - R500 81,380088,0 78,0 23,0 88,0 31,7 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 9,8 30,0 5,2 31,0 95,0 2.774,99 MOLLENDO 123 - R500 82,340088,0 78,0 23,0 88,0 31,7 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 14,7 120,0 8,7 26,0 95,0 3.061,24 MOLLENDO 123 - R500 82,340088,0 78,0 23,0 88,0 31,7 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 14,7 120,0 8,7 27,0 95,0 3.033,37 MOLLENDO 123 - R500 82,340088,0 78,0 23,0 88,0 31,7 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 14,7 100,0 8,7 28,0 95,0 2.967,39 MOLLENDO 123 - R500 82,3400

88,0 78,0 23,0 88,0 31,7 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 8,8 90,0 8,7 24,0 95,0 2.843,52 MOLLENDO 123 - R500 82,340088,0 78,0 23,0 88,0 15,0 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 50,0 5,2 31,0 80,0 2.628,59 CNP SULZER 123 - R6 79,200088,0 78,0 23,0 88,0 5,0 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 25,0 4,4 31,0 80,0 2.557,49 CNP SULZER 123 - R6 79,2000

2112,0 1872,0 263,0 0,0 552,0 0,0 2112,0 0,0 0,0 301,8 432,0 144,0 0,0 480,0 624,0 0,0 3240,0 0,0 0,0 0,0 156,0 211,7 1187,9 129,7 0,0 0,0 0,0 725,0 10,0 0,0 0,0 1985,0 0,0 0,0 0,0

Costo promedio (¢USD/kWh)

EGASA SAN GABANEGESUR ENERSURSHOUGESA EGEMSATERMOSELVA

Tabla E.3 Despacho Económico Diario Programado de Perú (Autónomo), 21 de mayo del 2005

ANEXOS 127


E.4 DESPACHO ECONÓMICO DIARIO PROGRAMADO DE PERÚ (E XPORTACIÓN)

PROGRAMACION DIARIA DPC / SEM 21 Sábado 21 de Mayo de 2005SAB

HO

RA

MA

N

RO

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CH

IMB

1:00 565,0 183,4 17,0 0,0 75,0 61,0 63,0 24,2 75,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 32,0 4,0 2,9 0,0 10,0 70,0 110,0 12,02:00 535,0 173,7 17,0 0,0 75,0 61,0 63,0 24,2 0,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 32,0 4,0 2,9 0,0 10,0 70,0 110,0 12,03:00 515,0 167,2 17,0 0,0 75,0 61,0 63,0 24,2 0,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 32,0 4,0 2,9 0,0 10,0 70,0 110,0 12,04:00 515,0 167,2 17,0 0,0 75,0 61,0 63,0 24,2 0,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 32,0 4,0 2,9 0,0 10,0 70,0 110,0 12,05:00 540,0 175,3 17,0 0,0 75,0 61,0 63,0 24,2 0,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 32,0 4,0 2,9 0,0 10,0 70,0 110,0 12,06:00 570,0 185,1 17,0 0,0 75,0 61,0 63,0 24,2 0,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 32,0 4,0 2,9 0,0 10,0 70,0 110,0 12,07:00 500,0 143,6 17,0 0,0 75,0 61,0 63,0 24,2 0,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 35,0 4,0 2,9 15,5 10,0 70,0 150,0 12,08:00 480,0 143,6 17,0 121,2 75,0 61,0 63,0 24,2 75,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 35,0 4,0 2,9 31,0 10,0 70,0 150,0 12,09:00 580,0 143,6 17,0 155,6 75,0 61,0 63,0 24,2 90,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 35,0 4,0 2,9 31,0 10,0 70,0 150,0 12,0

10:00 600,0 143,6 17,0 177,9 75,0 61,0 63,0 24,2 90,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 35,0 4,0 2,9 31,0 10,0 70,0 150,0 12,011:00 600,0 143,6 17,0 156,8 75,0 61,0 63,0 24,2 90,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 35,0 4,0 2,9 31,0 10,0 70,0 150,0 12,012:00 600,0 143,6 17,0 174,1 75,0 61,0 63,0 24,2 90,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 35,0 4,0 2,9 31,0 10,0 70,0 150,0 12,013:00 600,0 143,6 17,0 196,7 75,0 61,0 63,0 24,2 90,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 35,0 4,0 2,9 0,0 10,0 70,0 150,0 12,014:00 600,0 143,6 17,0 156,5 75,0 61,0 63,0 24,2 90,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 35,0 4,0 2,9 0,0 10,0 70,0 150,0 12,015:00 600,0 143,6 17,0 151,5 75,0 61,0 63,0 24,2 75,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 35,0 4,0 2,9 0,0 10,0 70,0 150,0 12,016:00 580,0 143,6 17,0 119,4 85,0 61,0 63,0 24,2 75,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 35,0 4,0 2,9 0,0 10,0 70,0 150,0 12,017:00 570,0 143,6 17,0 128,1 85,0 61,0 63,0 24,2 75,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 35,0 4,0 2,9 0,0 10,0 70,0 150,0 12,018:00 590,0 143,6 17,0 153,1 85,0 61,0 63,0 24,2 90,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 20,0 35,0 4,0 2,9 0,0 10,0 85,0 150,0 12,0 2,019:00 640,0 143,6 17,0 198,9 105,0 61,0 63,0 24,2 90,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 33,0 37,0 4,2 2,9 32,0 10,0 85,0 180,0 12,0 2,020:00 640,0 143,6 17,0 170,3 105,0 61,0 63,0 24,2 90,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 33,0 37,0 4,2 2,9 32,0 10,0 85,0 180,0 12,0 2,021:00 640,0 143,6 17,0 122,7 105,0 61,0 63,0 24,2 90,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 33,0 37,0 4,2 2,9 32,0 10,0 85,0 180,0 12,0 2,022:00 610,0 143,6 17,0 121,7 85,0 61,0 63,0 24,2 75,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 20,0 37,0 4,2 2,9 32,0 10,0 60,0 180,0 12,0 2,023:00 580,0 143,6 17,0 92,8 85,0 61,0 63,0 24,2 75,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 34,0 4,2 2,9 31,0 10,0 60,0 120,0 12,00:00 580,0 143,6 17,0 82,6 85,0 61,0 63,0 24,2 75,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 34,0 4,0 2,9 15,5 10,0 60,0 110,0 12,0

13870,0 3646,1 0,0 408,0 2458,2 1945,0 1464,0 1512,0 580,3 1507,5 408,0 432,0 0,0 0,0 0,0 3720,0 3720,0 360,0 0,0 1920,0 0,0 2400,0 144,0 174,5 828,0 97,0 69,9 344,8 240,0 0,0 1715,0 3385,0 0,0 288,0 0,0 0,0 10,0 0,0 0,0 0,0 0,0

NOTAS:

1 LA UNIDAD TG7 DE SANTA ROSA F/S DE 0 A 24H, POR TRABAJOS DE CONVERSIÓN PARA OPERACIÓN A GAS.2 LA UNIDAD TG2 DE LA C.T. MALACAS F/S DE 00:00 A 24:00 HORAS, POR LIMITE DE HORAS DE OPERACIÓN.

3 LÍNEA L-2030 F/S DE 07:30 A 17:30H, POR MANTENIMIENTO ELECTROMECÁNICO.

4 LÍNEA L-2231 F/S DE 08 A 16H, POR MANTENIMIENTO ELECTROMECÁNICO.

ELECTROPERU EDEGEL ETEVENSA EEPSA ELECTROANDES CAHUA EGENOR

ANEXOS 128


PROGRAMACION DIARIA DPC / SEM 21

AG

_TG

1

AG

_TG

2

SH

_TV

1

SH

_TV

2

Sh_

TV

3

ON

AN

Mac

huP

Dol

ores

1

Dol

ores

2

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.

Cal

ana

1,2,

3

Cal

ana

4

ILO

TV

1

ILO

TV

2

ILO

TV

3

ILO

TV

4

Ilo 2

Cat

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ILO

TG

1

ILO

TG

2

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3

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Cha

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Cha

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Mol

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1

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l 1, 2

, 3

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CH

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1

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GIN

AL

(US

D/M

Wh)

88,0 78,0 19,0 23,0 88,0 4,0 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 23,8 4,9 31,0 10,0 70,0 31,99 2.511,15 PIURA 1 - R6 84,9088,0 78,0 19,0 23,0 88,0 4,0 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 50,3 4,4 31,0 10,0 70,0 30,50 2.422,37 PIURA 1 - R6 84,90 Dem. Base 8,4788,0 78,0 19,0 23,0 88,0 4,0 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 24,3 4,4 31,0 10,0 70,0 28,40 2.369,88 PIURA 1 - R6 84,90 Dem. Media 8,7488,0 78,0 19,0 23,0 88,0 4,0 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 30,0 4,4 31,0 10,0 70,0 28,20 2.375,54 PIURA 1 - R6 84,90 Dem. Punta 8,7388,0 78,0 19,0 23,0 88,0 4,0 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 34,5 4,4 31,0 10,0 70,0 28,80 2.413,17 PIURA 1 - R6 84,90 Promedio 8,6588,0 78,0 19,0 23,0 88,0 4,0 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 33,6 4,4 31,0 10,0 80,0 29,70 2.462,00 PIURA 1 - R6 84,9088,0 78,0 19,0 23,0 88,0 7,2 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 41,4 4,4 31,0 10,0 70,0 26,80 2.410,01 PIURA 1 - R6 84,9088,0 78,0 19,0 23,0 88,0 7,2 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 25,0 4,4 31,0 10,0 85,0 28,50 2.597,36 PIURA 1 - R6 87,3588,0 78,0 19,0 23,0 88,0 7,2 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 30,0 4,4 31,0 10,0 85,0 31,50 2.754,78 PIURA 1 - R6 87,3588,0 78,0 19,0 23,0 88,0 7,2 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 50,0 4,4 31,0 10,0 85,0 34,00 2.818,99 PIURA 1 - R6 87,3588,0 78,0 19,0 23,0 88,0 7,2 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 60,0 4,4 31,0 10,0 85,0 35,20 2.839,90 ILO1 TV3 - R500 88,5488,0 78,0 19,0 23,0 88,0 7,2 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 8,8 80,0 5,2 31,0 10,0 85,0 34,50 2.845,60 PIURA 1 - R6 87,3588,0 78,0 19,0 23,0 88,0 7,2 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 8,8 50,0 5,2 31,0 10,0 85,0 34,10 2.807,13 PIURA 1 - R6 87,3588,0 78,0 19,0 23,0 88,0 7,2 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 8,8 30,0 5,2 31,0 10,0 85,0 33,90 2.746,94 PIURA 1 - R6 87,3588,0 78,0 19,0 23,0 88,0 7,2 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 8,8 30,0 5,2 31,0 10,0 85,0 32,90 2.726,99 PIURA 1 - R6 87,3588,0 78,0 19,0 23,0 88,0 8,5 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 8,8 30,0 5,2 31,0 10,0 85,0 33,00 2.686,19 PIURA 1 - R6 87,3588,0 78,0 19,0 23,0 88,0 26,0 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 8,8 30,0 5,2 31,0 10,0 85,0 33,40 2.702,41 PIURA 1 - R6 87,3588,0 78,0 19,0 23,0 88,0 31,7 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 9,8 30,0 5,2 31,0 10,0 95,0 38,10 2.813,09 CHILINA SULZ 12 - R500 D2 87,9188,0 78,0 19,0 23,0 88,0 31,7 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 14,7 120,0 8,7 31,0 10,0 95,0 44,20 3.105,44 CHILINA SULZ 12 - R500 D2 87,9188,0 78,0 19,0 23,0 88,0 31,7 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 14,7 120,0 8,7 31,0 10,0 95,0 43,50 3.076,87 CHILINA SULZ 12 - R500 D2 87,9188,0 78,0 19,0 23,0 88,0 31,7 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 14,7 100,0 8,7 31,0 10,0 95,0 41,80 3.009,19 CHILINA SULZ 12 - R500 D2 87,9188,0 78,0 19,0 23,0 88,0 31,7 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 8,8 90,0 8,7 31,0 10,0 95,0 45,80 2.889,32 CHILINA SULZ 12 - R500 D2 84,9088,0 78,0 19,0 23,0 88,0 15,0 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 50,0 5,2 31,0 10,0 80,0 41,20 2.669,79 PIURA 1 - R6 84,9088,0 78,0 19,0 23,0 88,0 5,0 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 25,0 4,4 31,0 10,0 80,0 35,50 2.592,99 PIURA 1 - R6 83,90

2112,0 1872,0 456,0 0,0 552,0 0,0 0,0 0,0 304,9 432,0 144,0 0,0 480,0 675,0 0,0 3240,0 0,0 0,0 0,0 156,7 214,4 1206,4 129,1 0,0 0,0 0,0 744,0 240,0 0,0 0,0 1990,0 0,0 0,0 0,0

Costo promedio (¢USD/kWh)

TERMOSELVA SHOUGESA EGEMSA EGASA SAN GABANEGESUR ENERSUR

Tabla E.4 Despacho Económico Diario Programado de Perú (exportación), 21 de mayo del 2005

ANEXOS 129

ANEXO F: Resultados de Simulaciones

ANEXO F: RESULTADOS DE SIMULACIONES

F.1 IMPORTACIÓN/EXPORTACIÓN (21-27 MAYO/2005)

F.1.1 RESULTADOS PARA EL DÍA 21 DE MAYO DEL 2005

Día 21 MetodologíaI

MetodologíaII

MetodologíaI

MetodologíaII

MetodologíaI

MetodologíaII

Ben

efic

io(U

SD

)

Ben

efic

io(U

SD

)

Ben

efic

io(U

SD

)

Ben

efic

io(U

SD

)

1:00 - 31,99 12,47 7,42 - 1.616,65 81,12 84,903 - 121,03

2:00 - 30,50 12,47 7,43 - 1.538,75 81,12 84,903 - 115,39

3:00 - 28,40 12,47 7,43 - 1.431,95 81,12 84,903 - 107,45

4:00 - 28,20 12,47 7,44 - 1.419,57 81,12 84,903 - 106,69

5:00 - 28,80 12,47 7,44 - 1.450,49 81,12 84,903 - 108,96

6:00 - 29,70 12,47 7,43 - 1.497,17 81,12 84,903 - 112,37

7:00 - 26,80 12,47 7,44 - 1.349,22 81,12 84,903 - 101,39

8:00 - 28,50 12,47 7,43 - 1.438,16 81,38 87,352 - 170,21

9:00 - 31,50 12,47 7,41 - 1.595,34 81,38 87,352 - 188,12

10:00 - 34,00 12,47 7,40 - 1.725,72 81,38 87,352 - 203,05

11:00 - 35,20 12,47 7,38 - 1.791,55 87,35 88,537 - 41,80

12:00 - 34,50 12,47 7,38 - 1.757,21 81,38 87,352 - 206,04

13:00 - 34,10 12,47 7,39 - 1.734,93 81,38 87,352 - 203,65

14:00 - 33,90 12,47 7,39 - 1.725,08 81,38 87,352 - 202,46

15:00 - 32,90 12,47 7,39 - 1.673,41 81,38 87,352 - 196,49

16:00 - 33,00 12,47 7,39 - 1.676,75 81,38 87,352 - 197,08

17:00 - 33,40 12,47 7,40 - 1.696,30 81,38 87,352 - 199,47

18:00 - 38,10 12,47 7,40 - 1.934,11 82,34 87,909 - 212,18

19:00 - 44,20 14,13 12,92 - 535,26 82,34 87,909 - 246,15

20:00 - 43,50 14,13 12,44 - 733,88 82,34 87,909 - 242,25

21:00 - 41,80 12,79 12,43 - 149,08 82,34 87,909 - 232,78

22:00 - 45,80 12,47 7,39 - 2.329,31 82,34 84,9 - 117,25

23:00 - 41,20 12,47 7,40 - 2.089,07 79,2 84,903 - 234,98

0:00 - 35,50 12,47 7,41 - 1.797,43 79,2 83,9 - 166,85

Ecuador Perú

Pre

cio

Mar

gina

l EX

P

(¢U

SD

/kW

h)

HORA

Flu

jo Z

orrit

os-M

acha

la(M

W)

Flu

jo Z

orrit

os-M

acha

la(M

W)

Pre

cio

Mar

gina

l(¢

US

D/k

Wh)

Pre

cio

Mar

gina

l IM

P

(¢U

SD

/kW

h)

Pre

cio

Mar

gina

l(¢

US

D/k

Wh)

Tabla F.1 Importación/Exportación de electricidad, 21 de mayo del 2005

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

¢US

D/k

Wh

MW

Día 21






Figura F.1 Períodos para la importación de electricidad desde Perú, 21 de mayo del 2005

ANEXOS 130


6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

¢US

D/k

Wh

US

D

Día 21





c

Figura F.2 Beneficios económicos de Ecuador por importación de electricidad, 21 de mayo del 2005

6

7

8

9

0

50

100

150

200

250

300

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

¢US

D/k

Wh

US

D

Día 21



CM Perú(¢USD/kWh)


c

Figura F.3 Beneficios económicos de Perú por exportación de electricidad, 21 de mayo del 2005

Ecuador Met. I Met. II


Perú Met. I Met. II


ANEXOS 131



Día 22 MetodologíaI

MetodologíaII

MetodologíaI

MetodologíaII

MetodologíaI

MetodologíaII

Ben

efic

io(U

SD

)

Ben

efic

io(U

SD

)

Ben

efic

io(U

SD

)

Ben

efic

io(U

SD

)

1:00 32,50 32,50 12,47 7,42 1.641,25 1.641,25 7,86 8,11 82,79 82,79

2:00 30,90 30,90 12,47 7,44 1.556,56 1.556,56 7,86 8,11 78,71 78,71

3:00 30,30 30,30 12,47 7,44 1.525,08 1.525,08 7,86 8,11 77,19 77,19

4:00 29,60 29,60 12,47 7,44 1.489,64 1.489,64 7,86 8,11 75,40 75,40

5:00 29,50 29,50 12,47 7,45 1.483,21 1.483,21 7,86 8,11 75,15 75,15

6:00 29,30 29,30 12,47 7,44 1.474,13 1.474,13 7,86 8,11 74,64 74,64

7:00 23,50 23,50 12,47 7,45 1.180,71 1.180,71 7,86 8,11 59,86 59,86

8:00 24,90 24,90 12,47 7,44 1.252,74 1.252,74 8,01 8,26 61,16 61,16

9:00 27,20 27,20 12,47 7,44 1.368,70 1.368,70 8,01 8,26 66,81 66,81

10:00 29,10 29,10 12,47 7,43 1.468,66 1.468,66 8,14 8,56 124,08 124,08

11:00 30,70 30,70 12,47 7,42 1.551,86 1.551,86 8,14 8,56 130,90 130,90

12:00 32,50 32,50 12,47 7,42 1.643,11 1.643,11 8,14 8,56 138,58 138,58

13:00 31,60 31,60 12,47 7,41 1.600,07 1.600,07 8,14 8,56 134,74 134,74

14:00 31,00 31,00 12,47 7,41 1.569,95 1.569,95 8,14 8,56 132,18 132,18

15:00 31,20 31,20 12,47 7,41 1.578,59 1.578,59 8,14 8,56 133,03 133,03

16:00 30,70 30,70 12,47 7,41 1.554,42 1.554,42 8,14 8,56 130,90 130,90

17:00 30,90 30,90 12,47 7,42 1.562,60 1.562,60 8,14 8,56 131,76 131,76

18:00 32,40 32,40 14,69 14,17 168,38 168,38 8,22 8,56 112,16 112,16

19:00 44,60 44,60 14,69 14,17 229,45 229,45 8,22 8,56 154,40 154,40

20:00 44,80 44,80 14,69 14,16 236,57 236,57 8,22 8,56 155,09 155,09

21:00 43,30 43,30 12,79 11,16 704,80 704,80 8,22 8,56 149,89 149,89

22:00 44,00 44,00 12,47 7,41 2.228,65 2.228,65 8,22 8,56 152,32 152,32

23:00 38,20 38,20 12,47 7,41 1.935,13 1.935,13 7,92 8,38 175,37 175,37

0:00 32,20 32,20 12,47 7,42 1.627,59 1.627,59 7,92 8,38 147,83 147,83

Ecuador Perú

HORA

Flu

jo Z

orrit

os-M

acha

la(M

W)

Flu

jo Z

orrit

os-M

acha

la(M

W)

Pre

cio

Mar

gina

l(¢

US

D/k

Wh)

Pre

cio

Mar

gina

l IM

P

(¢U

SD

/kW

h)

Pre

cio

Mar

gina

l(¢

US

D/k

Wh)

Pre

cio

Mar

gina

l EX

P

(¢U

SD

/kW

h)


0

2

4

6

8

10

12

14

16

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

¢US

D/k

Wh

MW

Día 22







ANEXOS 132


6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

¢US

D/k

Wh

US

D

Día 22






6

7

8

9

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

¢US

D/k

Wh

US

D

Día 22



CM Perú(¢USD/kWh)





Met. I Met. II


Perú

ANEXOS 133



Día 23Metodología

IMetodología

IIMetodología

IMetodología

IIMetodología

IMetodología

II

Ben

efic

io(U

SD

)

Ben

efic

io(U

SD

)

Ben

efic

io(U

SD

)

Ben

efic

io(U

SD

)

1:00 - - 14,29 13,49 - - 8,11 8,49 - -

2:00 - - 14,29 13,48 - - 8,11 8,49 - -

3:00 - - 14,29 13,49 - - 8,11 8,49 - -

4:00 - - 14,29 13,52 - - 8,11 8,49 - -

5:00 - - 14,29 13,43 - - 8,11 8,49 - -

6:00 - - 14,69 14,29 - - 8,11 8,49 - -

7:00 - - 14,69 14,28 - - 8,11 8,49 - -

8:00 - - 14,69 14,25 - - 8,14 8,74 - -

9:00 - - 14,69 14,22 - - 8,14 8,74 - -

10:00 - - 14,69 14,20 - - 8,14 8,74 - -

11:00 - - 14,69 14,18 - - 8,14 8,74 - -

12:00 - - 14,69 14,18 - - 8,14 8,74 - -

13:00 - - 14,69 14,17 - - 8,14 8,74 - -

14:00 - - 14,69 14,18 - - 8,14 8,74 - -

15:00 - - 14,69 14,17 - - 8,14 8,74 - -

16:00 - - 14,69 14,18 - - 8,14 8,74 - -

17:00 - - 14,69 14,18 - - 8,14 8,74 - -

18:00 - - 14,69 14,18 - - 8,22 8,79 - -

19:00 - - 14,69 14,16 - - 8,22 8,79 - -

20:00 - - 14,69 14,17 - - 8,22 8,79 - -

21:00 - - 14,69 14,19 - - 8,22 8,79 - -

22:00 - - 14,69 14,20 - - 8,22 8,79 - -

23:00 - - 14,69 14,23 - - 7,92 8,49 - -

0:00 - - 14,69 14,25 - - 7,92 8,49 - -

Ecuador Perú

Pre

cio

Mar

gina

l IM

P

(¢U

SD

/kW

h)

Pre

cio

Mar

gina

l(¢

US

D/k

Wh)

Pre

cio

Mar

gina

l EX

P

(¢U

SD

/kW

h)

HORA

Flu

jo Z

orrit

os-M

acha

la(M

W)

Flu

jo Z

orrit

os-M

acha

la(M

W)

Pre

cio

Mar

gina

l(¢

US

D/k

Wh)


8

10

12

14

16

18

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

¢US

D/k

Wh

Día 23







ANEXOS 134


10

12

14

16

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

¢US

D/k

Wh

Día 23






6

8

10

12

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

¢US

D/k

Wh

Día 23



CM Perú(¢USD/kWh)



Met. I Met. II

Beneficio neto (USD) 0,00 0,00

Ecuador

Met. I Met. II


Perú

ANEXOS 135



Día 24Metodología

IMetodología

IIMetodología

IMetodología

IIMetodología

IMetodología

II

Ben

efic

io(U

SD

)

Ben

efic

io(U

SD

)

Ben

efic

io(U

SD

)

Ben

efic

io(U

SD

)

1:00 - - 14,13 13,38 - - 8,11 8,49 - -

2:00 - - 14,13 13,38 - - 8,11 8,49 - -

3:00 - - 14,13 13,38 - - 8,11 8,49 - -

4:00 - - 14,13 13,38 - - 8,11 8,49 - -

5:00 - - 14,13 13,34 - - 8,11 8,49 - -

6:00 - - 14,13 13,18 - - 8,11 8,49 - -

7:00 - - 14,13 13,18 - - 8,11 8,49 - -

8:00 - - 14,13 13,35 - - 8,14 8,74 - -

9:00 - - 14,13 13,38 - - 8,14 8,74 - -

10:00 - - 14,13 13,40 - - 8,14 8,74 - -

11:00 - - 14,69 14,20 - - 8,14 8,74 - -

12:00 - - 14,69 14,20 - - 8,74 8,85 - -

13:00 - - 14,69 14,20 - - 8,14 8,74 - -

14:00 - - 14,69 14,20 - - 8,14 8,74 - -

15:00 - - 14,69 14,20 - - 8,14 8,74 - -

16:00 - - 14,69 14,20 - - 8,14 8,74 - -

17:00 - - 14,69 14,21 - - 8,14 8,74 - -

18:00 - - 14,69 14,21 - - 7,73 8,79 - -

19:00 - - 14,69 14,18 - - 7,73 8,79 - -

20:00 - - 14,69 14,18 - - 7,73 8,79 - -

21:00 - - 14,69 14,19 - - 7,73 8,79 - -

22:00 - - 14,69 14,20 - - 7,73 8,79 - -

23:00 - - 14,69 14,23 - - 7,92 8,49 - -

0:00 - - 14,69 14,27 - - 7,92 8,49 - -

Ecuador Perú

HORA

Pre

cio

Mar

gina

l(¢

US

D/k

Wh)

Pre

cio

Mar

gina

l EX

P

(¢U

SD

/kW

h)

Flu

jo Z

orrit

os-M

acha

la(M

W)

Flu

jo Z

orrit

os-M

acha

la(M

W)

Pre

cio

Mar

gina

l(¢

US

D/k

Wh)

Pre

cio

Mar

gina

l IM

P

(¢U

SD

/kW

h)


6

8

10

12

14

16

18

20

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

¢US

D/k

Wh

Día 24







ANEXOS 136


10

12

14

16

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

¢US

D/k

Wh

Día 24






6

8

10

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

¢US

D/k

Wh

Día 24



CM Perú(¢USD/kWh)



Met. I Met. II


Ecuador

Met. I Met. II


Perú

ANEXOS 137



Día 25Metodología

IMetodología

IIMetodología

IMetodología

IIMetodología

IMetodología

II

Ben

efic

io(U

SD

)

Ben

efic

io(U

SD

)

Ben

efic

io(U

SD

)

Ben

efic

io(U

SD

)

1:00 - - 14,69 13,41 - - 8,11 8,49 - -

2:00 - - 14,69 13,42 - - 8,11 8,49 - -

3:00 - - 14,69 13,40 - - 8,11 8,49 - -

4:00 - - 14,69 13,42 - - 8,11 8,49 - -

5:00 - - 14,69 13,34 - - 7,92 8,49 - -

6:00 - - 14,69 13,21 - - 7,92 8,49 - -

7:00 - - 14,69 13,28 - - 7,92 8,49 - -

8:00 - - 14,69 13,37 - - 8,74 8,85 - -

9:00 - - 14,69 13,39 - - 8,74 8,85 - -

10:00 - - 14,69 13,44 - - 8,74 8,85 - -

11:00 - - 14,69 13,45 - - 8,74 8,85 - -

12:00 - - 14,69 13,50 - - 8,74 8,85 - -

13:00 - - 14,69 14,21 - - 8,74 8,85 - -

14:00 - - 14,69 14,20 - - 8,74 8,85 - -

15:00 - - 14,69 14,20 - - 8,74 8,85 - -

16:00 - - 14,69 14,21 - - 8,74 8,85 - -

17:00 - - 14,69 14,21 - - 8,74 8,85 - -

18:00 - - 14,69 14,21 - - 8,22 8,79 - -

19:00 - - 14,69 14,19 - - 8,22 8,79 - -

20:00 - - 14,69 14,19 - - 8,22 8,79 - -

21:00 - - 14,69 14,21 - - 8,22 8,79 - -

22:00 - - 14,69 14,22 - - 8,22 8,79 - -

23:00 - - 14,69 13,30 - - 7,92 8,49 - -

0:00 - - 14,69 13,36 - - 7,92 8,49 - -

Ecuador Perú

Pre

cio

Mar

gina

l EX

P

(¢U

SD

/kW

h)

HORA

Flu

jo Z

orrit

os-M

acha

la(M

W)

Flu

jo Z

orrit

os-M

acha

la(M

W)

Pre

cio

Mar

gina

l(¢

US

D/k

Wh)

Pre

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Mar

gina

l IM

P

(¢U

SD

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h)

Pre

cio

Mar

gina

l(¢

US

D/k

Wh)


6

8

10

12

14

16

18

20

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

¢US

D/k

Wh

Día 25




CNZorritos Per(¢USD/kWh)



ANEXOS 138


10

12

14

16

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

¢US

D/k

Wh

Día 25






6

8

10

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

¢US

D/k

Wh

Día 25



CM Perú(¢USD/kWh)



Met. I Met. II


Ecuador

Met. I Met. II


Perú

ANEXOS 139


F.1.6 Resultados para el día 26 de mayo del 2005

Día 26Metodología

IMetodología

IIMetodología

IMetodología

IIMetodología

IMetodología

II

Ben

efic

io(U

SD

)

Ben

efic

io(U

SD

)

Ben

efic

io(U

SD

)

Ben

efic

io(U

SD

)

1:00 45,60 - 17,79 18,10 1418,78 - 7,92 8,49 260,07 -

2:00 44,30 - 14,69 18,10 723,22 - 7,92 8,49 252,66 -

3:00 43,90 - 14,69 18,10 752,74 - 7,92 8,49 250,38 -

4:00 43,50 - 14,69 18,10 758,62 - 7,92 8,49 248,10 -

5:00 45,80 - 17,79 18,10 1425,48 - 7,92 8,49 261,21 -

6:00 50,30 - 17,79 18,10 1564,57 - 7,92 8,49 286,88 -

7:00 47,90 - 17,79 18,10 1490,06 - 7,92 8,49 273,19 -

8:00 49,60 - 17,79 18,10 1541,77 - 8,12 8,74 306,14 -

9:00 53,90 - 17,79 18,39 1673,64 - 8,12 8,74 332,68 -

10:00 55,70 - 17,79 18,39 1728,54 - 8,14 8,85 398,67 -

11:00 51,70 - 17,79 18,39 1604,00 - 8,14 8,85 370,04 -

12:00 52,00 - 17,79 18,39 1613,20 - 8,14 8,85 372,19 -

13:00 51,30 - 17,79 18,39 1591,82 - 8,14 8,85 367,18 -

14:00 53,10 - 17,79 18,39 1647,40 - 8,14 8,85 380,06 -

15:00 53,20 - 17,79 18,39 1650,41 - 8,14 8,85 380,78 -

16:00 54,50 - 17,79 17,98 1690,79 - 8,01 8,74 394,70 -

17:00 56,20 56,20 17,79 12,52 1.743,75 1.743,75 8,01 8,74 407,01 407,01

18:00 57,70 57,70 17,79 12,52 1.789,55 1.789,55 8,22 8,79 330,56 330,56

19:00 78,30 78,30 17,79 12,75 2.428,60 2.428,60 7,92 8,79 685,05 685,05

20:00 76,50 76,50 17,79 9,58 2.372,85 2.372,85 7,92 8,79 669,30 669,30

21:00 73,10 73,10 17,79 9,58 2.268,37 2.268,37 7,92 8,79 639,55 639,55

22:00 66,90 66,90 17,79 9,58 2.076,46 2.076,46 8,22 8,79 383,27 383,27

23:00 58,90 58,90 17,79 9,58 1.829,47 1.829,47 7,86 8,49 372,44 372,44

0:00 49,70 49,70 17,79 9,40 1.545,01 1.545,01 7,86 8,49 314,27 314,27

Ecuador Perú

HORA

Pre

cio

Mar

gina

l(¢

US

D/k

Wh)

Pre

cio

Mar

gina

l EX

P

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/kW

h)

Flu

jo Z

orrit

os-M

acha

la(M

W)

Flu

jo Z

orrit

os-M

acha

la(M

W)

Pre

cio

Mar

gina

l(¢

US

D/k

Wh)

Pre

cio

Mar

gina

l IM

P

(¢U

SD

/kW

h)


0

2

4

6

8

10

12

14

16

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0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

¢US

D/k

Wh

MW

Día 26




CM Zorritos Per(¢USD/kWh)



ANEXOS 140


11

12

13

14

15

16

17

18

19

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

¢US

D/k

Wh

US

D

Día 26






6

7

8

9

0

100

200

300

400

500

600

700

800

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

¢US

D/k

Wh

US

D

Día 26



CM Perú(¢USD/kWh)



Met. I Met. II


Ecuador

Met. I Met. II


Perú

ANEXOS 141



Día 27Metodología

IMetodología

IIMetodología

IMetodología

IIMetodología

IMetodología

II

Ben

efic

io(U

SD

)

Ben

efic

io(U

SD

)

Ben

efic

io(U

SD

)

Ben

efic

io(U

SD

)

1:00 48,10 48,10 14,69 13,08 773,50 773,50 7,92 8,4903 274,33 274,33

2:00 46,30 46,30 14,69 13,03 764,61 764,61 7,92 8,4903 264,06 264,06

3:00 44,10 44,10 14,69 12,91 785,40 785,40 7,92 8,4903 251,52 251,52

4:00 43,80 43,80 14,63 12,57 901,07 901,07 7,92 8,4903 249,81 249,81

5:00 45,80 45,80 14,69 13,01 769,97 769,97 7,92 8,4903 261,21 261,21

6:00 46,80 46,80 14,69 13,08 751,72 751,72 7,92 8,4903 266,92 266,92

7:00 43,30 43,30 14,63 12,56 896,25 896,25 7,92 8,4903 246,95 246,95

8:00 45,20 45,20 14,69 13,10 717,39 717,39 8,138 8,7352 269,94 269,94

9:00 49,20 49,20 14,69 13,09 784,25 784,25 8,138 8,7352 293,83 293,83

10:00 51,80 51,80 14,69 13,09 825,44 825,44 8,138 8,7352 309,36 309,36

11:00 48,60 48,60 14,69 13,09 773,77 773,77 8,138 8,8537 347,85 347,85

12:00 48,10 48,10 14,69 13,09 766,50 766,50 8,138 8,8537 344,27 344,27

13:00 48,70 48,70 14,69 13,10 774,80 774,80 8,138 8,8537 348,57 348,57

14:00 49,00 49,00 14,69 13,10 779,20 779,20 8,138 8,8537 350,71 350,71

15:00 48,20 48,20 14,69 13,10 766,73 766,73 8,138 8,8537 344,99 344,99

16:00 48,50 48,50 14,69 13,10 771,47 771,47 8,138 8,8537 347,14 347,14

17:00 48,40 48,40 14,69 13,10 767,39 767,39 8,138 8,8537 346,42 346,42

18:00 54,00 54,00 14,69 13,10 858,72 858,72 8,218 8,7909 309,37 309,37

19:00 73,10 73,10 14,69 13,05 1.192,62 1.192,62 7,916 8,7909 639,55 639,55

20:00 72,40 72,40 14,69 13,05 1.182,52 1.182,52 7,916 8,7909 633,43 633,43

21:00 69,00 69,00 14,69 13,06 1.124,62 1.124,62 7,916 8,7909 603,68 603,68

22:00 66,30 66,30 14,69 13,06 1.076,74 1.076,74 7,916 8,7909 580,06 580,06

23:00 57,60 57,60 14,69 13,07 928,29 928,29 7,858 8,4903 364,22 364,22

0:00 49,40 49,40 14,69 13,09 790,78 790,78 7,92 8,4903 281,74 281,74

Ecuador Perú

Pre

cio

Mar

gina

l IM

P

(¢U

SD

/kW

h)

Pre

cio

Mar

gina

l(¢

US

D/k

Wh)

Pre

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Mar

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l EX

P

(¢U

SD

/kW

h)

HORA

Flu

jo Z

orrit

os-M

acha

la(M

W)

Flu

jo Z

orrit

os-M

acha

la(M

W)

Pre

cio

Mar

gina

l(¢

US

D/k

Wh)


0

2

4

6

8

10

12

14

16

0

20

40

60

80

100

120

140

160

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

¢US

D/k

Wh

MW

Día 27




CM Zorritos Per(¢USD/kWh)



ANEXOS 142


11

12

13

14

15

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

¢US

D/k

Wh

US

D

Día 27






7

8

9

0

100

200

300

400

500

600

700

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

¢US

D/k

Wh

US

D

Día 27



CM Perú(¢USD/kWh)



Met. I Met. II


Ecuador

Met. I Met. II


Perú

ANEXOS 143


F.2 EXPORTACIÓN (JUNIO/2007)

F.2.1 RESULTADOS PARA UN DÍA LABORABLE

Día

laborableMetodología

IMetodología

IIMetodología

IMetodología

II

Ben

efic

io(U

SD

)

Ben

efic

io(U

SD

)

1:00 - - 3,14 4,00 - -

2:00 - - 0,21 4,00 - -

3:00 - - 0,21 3,99 - -

4:00 - - 0,21 4,00 - -

5:00 - - 0,21 4,00 - -

6:00 - - 0,21 4,00 - -

7:00 - - 0,21 4,03 - -

8:00 - - 3,27 5,55 - -

9:00 - - 3,99 6,59 - -

10:00 - - 4,54 6,85 - -

11:00 - - 4,96 6,88 - -

12:00 - - 4,96 6,89 - -

13:00 - - 4,59 6,86 - -

14:00 - - 4,55 6,87 - -

15:00 - - 4,20 6,82 - -

16:00 - - 4,00 6,83 - -

17:00 - - 3,98 6,67 - -

18:00 - - 4,56 6,79 - -

19:00 - - 4,94 9,80 - -

20:00 - - 4,39 9,12 - -

21:00 - - 4,00 7,25 - -

22:00 - - 3,96 6,70 - -

23:00 - - 0,22 3,95 - -

0:00 - - 0,21 3,94 - -

HORA

Flu

jo M

acha

la-Z

orrit

os(M

W)

Flu

jo M

acha

la-Z

orrit

os(M

W)

Pre

cio

Mar

gina

l(¢

US

D/k

Wh)

Ecuador

Pre

cio

Mar

gina

l EX

P

(¢U

SD

/kW

h)

Tabla F.8 Exportación de electricidad para un día laborable

0

2

4

6

8

10

12

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

¢US

D/k

Wh

Día laborable

Flujo Machala-Zorritos: Metod I(MW)

Flujo Machala-Zorritos: Metod II(MW)

PM Ecua Col(¢USD/kWh)

PN Barra Zorritos_Per(¢USD/kWh)

POE Ecua Col(¢USD/kWh)

Figura F.22 Períodos para la exportación de electricidad hacia Perú para un día laborable

ANEXOS 144


0

2

4

6

8

10

12

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

¢US

D/k

Wh

Día laboral





Figura F.23 Beneficios económicos de la exportación de electricidad para un día laborable

F.2.2 RESULTADOS PARA UN DÍA SEMILABORABLE

Día

semilaborableMetodología

IMetodología

IIMetodología

IMetodología

II

Ben

efic

io(U

SD

)

Ben

efic

io(U

SD

)

1:00 - 24,64 3,14 5,16 - 499,71

2:00 - 24,64 0,21 5,10 - 1.203,91

3:00 - 24,64 0,21 5,10 - 1.203,86

4:00 - 24,64 0,21 5,10 - 1.204,13

5:00 - 24,64 0,21 5,10 - 1.205,11

6:00 - 24,64 0,21 5,10 - 1.204,86

7:00 - 24,64 0,21 5,09 - 1.201,83

8:00 - - 3,27 6,67 - -

9:00 - - 3,99 6,88 - -

10:00 - - 4,54 7,24 - -

11:00 - - 4,96 7,85 - -

12:00 - - 4,96 7,86 - -

13:00 - - 4,59 7,25 - -

14:00 - - 4,55 7,30 - -

15:00 - - 4,20 7,59 - -

16:00 - - 4,00 7,78 - -

17:00 - - 3,98 7,36 - -

18:00 - - 4,56 7,28 - -

19:00 - - 4,94 8,03 - -

20:00 - - 4,39 8,22 - -

21:00 - - 4,00 6,96 - -

22:00 - - 3,96 6,93 - -

23:00 - - 0,22 5,14 - -

0:00 - - 0,21 5,13 - -

Ecuador

Flu

jo M

acha

la-Z

orrit

os(M

W)

Flu

jo M

acha

la-Z

orrit

os(M

W)

Pre

cio

Mar

gina

l(¢

US

D/k

Wh)

Pre

cio

Mar

gina

l EX

P

(¢U

SD

/kW

h)

HORA

Tabla F.9 Exportación de electricidad para un día semilaborable

Met. I Met. II


Ecuador

ANEXOS 145


0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

0

5

10

15

20

25

30

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

¢US

D/k

Wh

MW

Día semilaborable






Figura F.24 Períodos para la exportación de electricidad hacia Perú para un día semilaborable

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

¢US

D/k

Wh

US

D

Día semilaborable





Figura F.25 Beneficios económicos de la exportación de electricidad para un día semilaborable



ANEXOS 146


F.2.3 RESULTADOS PARA UN DÍA NO LABORABLE

Día no laborable

MetodologíaI

MetodologíaII

MetodologíaI

MetodologíaII

Ben

efic

io(U

SD

)

Ben

efic

io(U

SD

)

1:00 - 24,64 3,04 5,12 - 511,84

2:00 - 24,64 0,21 5,10 - 1.203,74

3:00 - 24,64 0,21 5,09 - 1.202,37

4:00 - 24,64 0,21 5,09 - 1.202,18

5:00 - 24,64 0,21 5,09 - 1.200,91

6:00 - 24,64 0,21 5,09 - 1.200,77

7:00 - 24,64 0,21 5,09 - 1.202,02

8:00 - - 0,21 6,59 - -

9:00 - - 0,21 6,59 - -

10:00 - - 3,05 6,59 - -

11:00 - - 3,24 6,60 - -

12:00 - - 3,27 6,62 - -

13:00 - - 3,31 6,61 - -

14:00 - - 3,23 6,60 - -

15:00 - - 3,09 6,60 - -

16:00 - - 0,21 6,85 - -

17:00 - - 3,13 6,85 - -

18:00 - - 3,98 7,71 - -

19:00 - - 8,44 10,28 - -

20:00 - - 8,43 10,28 - -

21:00 - - 5,82 9,16 - -

22:00 - - 4,95 7,20 - -

23:00 - - 3,18 5,01 - -

0:00 - - 0,21 5,17 - -

Ecuador

HORA

Flu

jo M

acha

la-Z

orrit

os(M

W)

Flu

jo M

acha

la-Z

orrit

os(M

W)

Pre

cio

Mar

gina

l(¢

US

D/k

Wh)

Pre

cio

Mar

gina

l EX

P

(¢U

SD

/kW

h)

Tabla F.10 Exportación de electricidad para un día no laborable

0

2

4

6

8

10

12

0

5

10

15

20

25

30

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

¢US

D/k

Wh

MW

Día no laborable






Figura F.26 Períodos para la exportación de electricidad hacia Perú para un día no laborable

ANEXOS 147


0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

¢US

D/k

Wh

US

D

Día no laborable



Figura F.27 Beneficios económicos de la exportación de electricidad para un día no laborable



ANEXOS 148

ANEXO G: Código Fuente de los Programas para el Intercambio Bilateral

ANEXO G: CÓDIGO FUENTE DE LOS PROGRAMAS PARA EL ,

, INTERCAMBIO BILATERAL DE ELECTRICIDAD

G.1 METODOLOGÍA: DESPACHO BILATERAL ECUADOR-PERÚ

Módulo 1: Private Sub CommandButton1_Click() If OptionButton1.Value = True Then Sheets("MetodologíaI").Select Cond_NoConectado End If If OptionButton2.Value = True Then Sheets("MetodologíaI").Select Cond_Conectado End If End Sub Módulo 2: 'Declaración de variables Option Explicit Dim i, j, k, v, variable, dd As Integer Dim v1, v2, v3 As Double Dim optimo, precesor, estadofinal, ProblemaOptimización As Integer Dim conex(24) As Double Dim valor(3, 25) As Double Dim demanda(24) As Double Dim precio_marginal(24) As Double Dim precio_importación(24) As Double Dim precio_exportación(24) As Double Dim despacho(24) As Double Dim final(4, 25) As Integer Dim ganancia(24) As Double Dim desx(24) As Double Dim valor(4, 25) As Double Sub Cond_Conectado()

ANEXOS 149


'Lectura de datos Range("C20").Select For i = 1 To 24 demanda(i) = ActiveCell ActiveCell.Offset(1, 0).Range("A1").Select Next i Range("E20").Select For j = 1 To 24 precio_marginal(j) = ActiveCell ActiveCell.Offset(0, 1).Range("A1").Select precio_importación(j) = ActiveCell ActiveCell.Offset(0, 1).Range("A1").Select precio_exportación(j) = ActiveCell ActiveCell.Offset(1, -2).Range("A1").Select despacho(j) = 0 Next j 'Determinación de costos USD a partir de la hora 1 For i = 1 To 24 'Costo de abastecer la demanda con generación local v1 = precio_marginal(i) * demanda(i) valor(1, i) = v1 'Costo de abastecer la demanda con importación de energía v2 = precio_importación(i) * demanda(i) valor(2, i) = v2 'Costo del país exportador para abastecer la demanda v3 = precio_exportación(i) * demanda(i) valor(3, i) = v3 Next i 'Determinación del despacho para una posible compra de energía, bajo el algoritmo de importación For i = 1 To 24 If valor(2, i) > valor(3, i) Then dd = valor(2, i) Else dd = valor(3, i) End If If valor(1, i) > dd Then despacho(i) = demanda(i) Else despacho(i) = 0 End If Next i 'Impresión de valores Range("D16").Select Selection.ClearContents

ANEXOS 150


Selection.Interior.ColorIndex = xlNone Range("N20:P43").Select Selection.ClearContents Selection.Interior.ColorIndex = 2 Range("K20:K43").Select Selection.ClearContents Selection.Interior.ColorIndex = 15 Range("N20:N43").Select Selection.ClearContents Selection.Font.ColorIndex = 10 For i = 1 To 24 For j = 1 To 3 Range("M19").Select ActiveCell.Offset(i, j).Range("A1").Select ActiveCell = valor(j, i) Next j Next i 'Pinta los períodos del CLE donde se presente una posible importación de energía For j = 24 To 1 Step -1 Range("N43").Select ActiveCell.Offset(-24 + j, despacho(j)).Range("A1").Select With Selection.Font .ColorIndex = 1 End With Next j 'Impresión del despacho Range("K19").Select For i = 1 To 24 ActiveCell.Offset(1, 0).Range("A1").Select ActiveCell = despacho(i) With Selection.Font .ColorIndex = 21 End With Next i End Sub Sub Cond_NoConectado() 'Lectura de datos Range("C20").Select For i = 1 To 24 demanda(i) = ActiveCell

ANEXOS 151


ActiveCell.Offset(1, 0).Range("A1").Select Next i Range("E20").Select For j = 1 To 24 precio_marginal(j) = ActiveCell ActiveCell.Offset(0, 1).Range("A1").Select precio_importación(j) = ActiveCell ActiveCell.Offset(0, 1).Range("A1").Select precio_exportación(j) = ActiveCell ActiveCell.Offset(0, 1).Range("A1").Select conex(j) = ActiveCell ActiveCell.Offset(1, -3).Range("A1").Select despacho(j) = 0 Next j 'Determinación de costos USD para la hora 1 For i = 1 To 1 'Costo de abastecer la demanda con generación local v1 = precio_marginal(i) * demanda(i) valor(1, i) = v1 'Costo de abastecer la demanda con importación de energía v2 = precio_importación(i) * demanda(i) valor(2, i) = v2 'Costo del país exportador para abastecer la demanda v3 = precio_exportación(i) * demanda(i) valor(3, i) = v3 Next i valor(2, 1) = valor(2, 1) + conex(1) valor(3, 1) = valor(3, 1) + conex(1) 'Determinación de costos USD a partir de la hora 2 For i = 2 To 24 'Costo de abastecer la demanda con generación local v1 = precio_marginal(i) * demanda(i) valor(1, i) = v1 'Costo de abastecer la demanda con importación de energía v2 = precio_importación(i) * demanda(i) valor(2, i) = v2 'Costo del país exportador para abastecer la demanda v3 = precio_exportación(i) * demanda(i) valor(3, i) = v3 Next i 'Determinación del despacho para una posible compra de energía, bajo el algoritmo de importación For i = 1 To 24 If valor(2, i) > valor(3, i) Then dd = valor(2, i) Else

ANEXOS 152


dd = valor(3, i) End If If valor(1, i) > dd Then despacho(i) = demanda(i) Else despacho(i) = 0 End If Next i 'Impresión de valores Range("D16").Select Selection.ClearContents Selection.Interior.ColorIndex = xlNone Range("N20:P43").Select Selection.ClearContents Selection.Interior.ColorIndex = 2 Range("K20:K43").Select Selection.ClearContents Selection.Interior.ColorIndex = 15 Range("N20:N43").Select Selection.ClearContents Selection.Font.ColorIndex = 10 For i = 1 To 24 For j = 1 To 3 Range("M19").Select ActiveCell.Offset(i, j).Range("A1").Select ActiveCell = valor(j, i) Next j Next i 'Pinta los períodos del CLE donde se presente una posible importación For j = 24 To 1 Step -1 Range("N43").Select ActiveCell.Offset(-24 + j, despacho(j)).Range("A1").Select With Selection.Font .ColorIndex = 1 End With Next j 'Impresión del despacho Range("K19").Select For i = 1 To 24 ActiveCell.Offset(1, 0).Range("A1").Select ActiveCell = despacho(i) With Selection.Font

ANEXOS 153


.ColorIndex = 21 End With Next i End Sub

G.2 METODOLOGÍA: DECISIÓN DE INTERCAMBIOS ECUADOR-

PERÚ

Módulo 3: Private Sub CommandButton1_Click() If OptionButton1.Value = True Then Sheets("MetodologíaII").Select 'MsgBox ("caca") Condición_NoConectado End If If OptionButton2.Value = True Then Sheets("MetodologíaII").Select Condición_Conectado End If End Sub Módulo 4: Sub Condición_NoConectado() 'Costos para las 0 horas = estado inicial For i = 1 To 4 valor(i, 0) = -999999 Next i valor(3, 0) = 0 'Lectura de datos para demanda radial, arranque(conexión), ganancia(POI'_Ecu-POE_Perú) Range("C20").Select For i = 1 To 24 demanda(i) = ActiveCell ActiveCell.Offset(1, 0).Range("A1").Select Next i Range("G20").Select For i = 1 To 24 conex(i) = ActiveCell

ANEXOS 154


ActiveCell.Offset(1, 0).Range("A1").Select Next i Range("V20").Select For i = 1 To 24 ganancia(i) = ActiveCell ActiveCell.Offset(1, 0).Range("A1").Select despacho(i) = 0 Next i 'Determinación de transcisiones a partir de la hora 1 For k = 1 To 24 'Estado 1, corresponde al estado arranque v = valor(1, k - 1) + 10 * ganancia(k) * demanda(k) variable = 1 v3 = valor(3, k - 1) + 10 * ganancia(k) * demanda(k) - conex(k) If v < v3 Then v = v3 variable = 3 End If valor(1, k) = v final(1, k) = variable 'Estado 2, corresponde al estado ON valor(2, k) = valor(2, k - 1) + 10 * ganancia(k) * demanda(k) final(2, k) = 2 'Estado 3, corresponde al estado OFF v = valor(3, k - 1) variable = 3 v2 = valor(2, k - 1) If v < v2 Then v = v2 variable = 2 End If valor(3, k) = v final(3, k) = variable 'Estado 4, corresponde al estado parada v = valor(4, k - 1) variable = 4 v1 = valor(1, k - 1) If v < v1 Then v = v1 variable = 1 End If valor(4, k) = v final(4, k) = variable Next k

ANEXOS 155


'Impresión de valores Range("D16").Select Selection.ClearContents Selection.Interior.ColorIndex = xlNone Range("M19:P43").Select Selection.ClearContents Selection.Font.ColorIndex = 1 Range("J20:J43").Select Selection.ClearContents Selection.Interior.ColorIndex = 15 For i = 0 To 24 For j = 1 To 4 Range("L19").Select ActiveCell.Offset(i, j).Range("A1").Select ActiveCell = valor(j, i) Next j Next i 'Calcula el camino más largo, que es el óptimo optimo = valor(1, 24) precesor = final(1, 24) estadofinal = 1 For i = 2 To 4 If optimo < valor(i, 24) Then optimo = valor(i, 24) precesor = final(i, 24) estadofinal = i End If Next i If estadofinal = 1 Or estadofinal = 2 Then despacho(24) = demanda(24) If precesor = 1 Or precesor = 2 Then despacho(24 - 1) = demanda(24 - 1) ProblemaOptimización = optimo 'Pinta último estado Range("L43").Select ActiveCell.Offset(0, estadofinal).Range("A1").Select With Selection.Font .ColorIndex = 10 End With 'Pinta los posibles estados óptimos que muestre el modelo For j = 24 - 1 To 1 Step -1 Range("L43").Select

ANEXOS 156


ActiveCell.Offset(-24 + j, precesor).Range("A1").Select With Selection.Font .ColorIndex = 10 End With precesor = final(precesor, j) If precesor = 1 Or precesor = 2 Then despacho(j - 1) = demanda(j - 1) Next j 'Imprimir resultados finales Range("J19").Select For i = 1 To 24 ActiveCell.Offset(1, 0).Range("A1").Select ActiveCell = despacho(i) With Selection.Font .ColorIndex = 21 End With Next i Range("D16").Select ActiveCell = ProblemaOptimización End Sub Sub Condición_Conectado() 'Costos para las 0 horas = estado inicial For i = 1 To 4 valor(i, 0) = -999999 Next i valor(2, 0) = 0 'Lectura de datos demanda radial, arranque(conexión), parada(desconexión), beneficio(POI'_Ecu-POE_Perú) Range("C20").Select For i = 1 To 24 demanda(i) = ActiveCell ActiveCell.Offset(1, 0).Range("A1").Select Next i Range("G20").Select For i = 1 To 24 conex(i) = ActiveCell ActiveCell.Offset(0, 1).Range("A1").Select desx(i) = ActiveCell ActiveCell.Offset(1, -1).Range("A1").Select despacho(i) = 0 Next i

ANEXOS 157


Range("V20").Select For i = 1 To 24 ganancia(i) = ActiveCell ActiveCell.Offset(1, 0).Range("A1").Select Next i 'Determinación de transcisiones a partir de la hora 1 For k = 1 To 24 'Estado 1, corresponde al estado arranque v = valor(1, k - 1) + 10 * ganancia(k) * demanda(k) variable = 1 v3 = valor(3, k - 1) + 10 * ganancia(k) * demanda(k) - conex(k) If v < v3 Then v = v3 variable = 3 End If valor(1, k) = v final(1, k) = variable 'Estado 2, corresponde al estado ON valor(2, k) = valor(2, k - 1) + 10 * ganancia(k) * demanda(k) final(2, k) = 2 'Estado 3, corresponde al estado OFF v = valor(3, k - 1) variable = 3 v2 = valor(2, k - 1) - desx(k) If v < v2 Then v = v2 variable = 2 End If valor(3, k) = v final(3, k) = variable 'Estado 4, corresponde al estado parada v = valor(4, k - 1) variable = 4 v1 = valor(1, k - 1) - desx(k) If v < v1 Then v = v1 variable = 1 End If valor(4, k) = v final(4, k) = variable Next k 'Impresión de valores Range("D16").Select Selection.ClearContents

ANEXOS 158


Selection.Interior.ColorIndex = xlNone Range("M19:P43").Select Selection.ClearContents Selection.Font.ColorIndex = 1 Range("J20:J43").Select Selection.ClearContents Selection.Interior.ColorIndex = 15 For i = 0 To 24 For j = 1 To 4 Range("L19").Select ActiveCell.Offset(i, j).Range("A1").Select ActiveCell = valor(j, i) Next j Next i 'Calcula el camino más largo, que es el óptimo optimo = valor(1, 24) precesor = final(1, 24) estadofinal = 1 For i = 2 To 4 If optimo < valor(i, 24) Then optimo = valor(i, 24) precesor = final(i, 24) estadofinal = i End If Next i If estadofinal = 1 Or estadofinal = 2 Then despacho(24) = demanda(24) If precesor = 1 Or precesor = 2 Then despacho(24 - 1) = demanda(24 - 1) ProblemaOptimización = optimo 'Pinta último estado Range("L43").Select ActiveCell.Offset(0, estadofinal).Range("A1").Select With Selection.Font .ColorIndex = 10 End With 'Pinta los posibles estados óptimos que muestre el algoritmo For j = 24 - 1 To 1 Step -1 Range("L43").Select ActiveCell.Offset(-24 + j, precesor).Range("A1").Select With Selection.Font .ColorIndex = 10

ANEXOS 159


End With precesor = final(precesor, j) If precesor = 1 Or precesor = 2 Then despacho(j - 1) = demanda(j - 1) Next j 'Imprimir resultados finales Range("J19").Select For i = 1 To 24 ActiveCell.Offset(1, 0).Range("A1").Select ActiveCell = despacho(i) With Selection.Font .ColorIndex = 21 End With Next i Range("D16").Select ActiveCell = ProblemaOptimización End Sub

escuela politÉcnica nacional - repositorio...

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