UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI)
INSTITUTO DE POSTGRADO Y FORMACIÓN CONTINUA
MÁSTER EN GESTIÓN TÉCNICO Y ECONÓMICA EN EL SECTOR ELÉCTRICO
TESIS DE MASTER
MODELO DE EXPLOTACION A MEDIO PLAZO DE LA GENERACION, APLICACIÓN AL MERCADO ELECTRICO ECUATORIANO Autor: Klever Quizhpe H. Director: Dr. Mariano Ventosa
Madrid, marzo 2005
Autorizada la entrega de la tesis de master del alumno:
KLEVER QUIZHPE
EL DIRECTOR
MARIANO VENTOSA
Fdo.: …………………… Fecha: ……/ ……/ ……
Vº Bº del Coordinador de Proyectos
TOMAS GOMEZ
Fdo.: …………………… Fecha: ……/ ……/ ……
i
a Antonella, a Mireya,
a mi madre y hermanos a papanene
y a la memoria de mi padre, que creyó en mi siempre.
ii
Reconocimientos
Quisiera en primer lugar, agradecer a la empresa de generación de energía, Electro
Generadora del Austro (ELECAUSTRO S.A.), por su soporte para realizar los estudios de
postgrado. De manera especial, a Raúl León y Rolando Arpi, por su constante apoyo
durante estos años.
A Mariano Ventosa Subdirector de la Escuela Técnica Superior de Ingeniería (ICAI) e
investigador del Instituto de Investigación Tecnológica (IIT), por su constante apoyo,
amistad y optimismo en el desarrollo de esta tesis. Así como a los demás investigadores
del IIT que ayudaron de una manera u otra en este proyecto.
Al Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), por su colaboración en la
información técnica y estadística que fue necesaria para la realización de este proyecto,
de manera especial a la Dirección de Planeamiento.
iii
RESUMEN
Un modelo de explotación que represente en su totalidad a un sistema de suministro de
energía eléctrica, plantearía un enorme problema de optimización de variables para todas
las decisiones relevantes que se deban considerar, sin mencionar, las restricciones
propias que tiene un sistema eléctrico para que la explotación sea realista. Un modelo de
esta complejidad, no es posible resolverlo en la actualidad, por esta razón se jerarquiza
las decisiones, se opta por el modelado especifico de una u otra variable y se da prioridad
a la resolución de unas decisiones frente a otras. En esta tesis, se realiza una descripción,
de manera general, de las funciones de planificación y de los modelos de explotación de
la generación; para luego desarrollar un modelo de explotación de medio plazo con
aplicación al mercado de energía eléctrica ecuatoriano, para probar el modelo, se
efectúan varios análisis, planteando distintos escenarios y estudiando sus resultados.
Tanto en un mercado de energía eléctrica como el ecuatoriano, que puede ser calificado
como un mercado en proceso de transición del marco tradicional al de competencia,
como en un mercado competitivo, los costes marginales de mercado e ingresos
constituyen para una empresa de generación señales importantes para su operación. En
concreto, el conocimiento de los ingresos y costes marginales resulta fundamental a la
hora de establecer posiciones a medio y largo plazo. De los análisis efectuados a los
resultados del modelo en los distintos escenarios, se puede concluir que el modelo
desarrollado en esta tesis, representa adecuadamente un modelo de explotación de
medio plazo, capaz de ser útil a la hora de la planificación económica de presupuestos y
la planificación de la operación de las empresas del sector eléctrico ecuatoriano.
iv
INDICE
1. INTRODUCCIÓN..................................................................................................................... 1
1.1. Reestructuración del Sector Eléctrico ................................................................................... 1
1.2. Objetivo de la Tesis ............................................................................................................... 1
2. MODELOS DE EXPLOTACIÓN DE LA GENERACIÓN ................................................................ 3
2.1. Introducción .......................................................................................................................... 3
2.2. Funciones de Planificación .................................................................................................... 3
2.3. Modelos de explotación en el marco de la regulación tradicional ......................................... 7
2.4. Modelos de explotación en un entorno de mercado.............................................................. 8
3. MERCADO ECUATORIANO DE ELECTRICIDAD..................................................................... 12
3.1. Introducción ........................................................................................................................ 12
3.2. Mercado Mayorista .............................................................................................................. 12
3.3. Mercado Minorista ............................................................................................................... 13
3.4. Mercado Regional ................................................................................................................ 14
3.5. Clasificación de las actividades eléctricas ........................................................................... 15
4. DESCRIPCION DEL MODELO................................................................................................ 17
4.1. Lenguaje de modelado ........................................................................................................ 17
4.2. Datos de entrada ................................................................................................................. 18
4.2.1. Índices ............................................................................................................................... 18
4.2.2. Parámetros......................................................................................................................... 19
4.2.2.1. Demanda ......................................................................................................................... 19
4.2.2.2. Generación ...................................................................................................................... 20
4.3. Variables.............................................................................................................................. 23
4.4. Ecuaciones ........................................................................................................................... 24
4.5. Consignas Especiales ........................................................................................................... 26
5. ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS OBTENIDOS...................................................................... 29
5.1. Caso base............................................................................................................................. 29
5.1.1. Despacho............................................................................................................................ 29
5.1.2. Precios de energía.............................................................................................................. 30
v
5.1.3. Despacho y Costo Marginal ................................................................................................ 32
5.1.4. Despacho - Reservas energéticas - Valor del agua ............................................................ 33
5.1.5. Requerimientos de combustible – Energías....................................................................... 34
5.2. Escenarios............................................................................................................................ 35
5.2.1. Despachos y Costo Marginal .............................................................................................. 35
5.2.2. Precios de energía.............................................................................................................. 39
5.2.3. Costo de Explotación del Sistema ...................................................................................... 40
6. CONCLUSIONES................................................................................................................... 42
7. BIBLIOGRAFÍA..................................................................................................................... 43
Anexo 1 ..........................................................................................................................47
vi
1. INTRODUCCIÓN
1.1. Reestructuración del Sector Eléctrico:
Es incuestionable que en la última década, los organismos reguladores del sector
eléctrico en todo el mundo, han llevado acabo un proceso de cambio de paradigma
regulatorio, que ha llevado entre otras cosas, a la creación de mercados mayoristas de
energía eléctrica y a un cambio profundo en los hábitos de gestión y explotación de las
empresas generadoras. En efecto, hasta hace muy pocos años, existía una gran
uniformidad en lo que se denominaba “regulación tradicional”, según la cual el suministro
eléctrico se consideraba como un servicio público prestado en condiciones de monopolio,
con garantía de franquicia territorial y fijación administrativa de los precios, atendiendo,
en el mejor de los casos, a los costes incurridos en proporcionar el servicio. El cambio
regulatorio en el sector eléctrico, que se inscribe en la actual tendencia liberalizadora de
la economía, –transporte aéreo, telecomunicaciones, servicios bancarios, suministro de
gas, etc.–, ha sido posible gracias al concurso de diversos factores. Por un lado, el
desarrollo de la capacidad de interconexión de los sistemas eléctricos, que ha conducido
a un aumento efectivo del tamaño de los potenciales mercados relevantes, eliminando o
reduciendo los posibles efectos de economía de escala de las unidades de producción.
Por otro lado, la aparición de nuevas tecnologías de generación económicamente muy
competitivas, en una multiplicidad de tamaños y con tiempos de instalación muy
reducidos, que están proporcionando, al menos inicialmente, un amplio caudal potencial
de entrantes a los mercados de nueva creación. En algunos países ha sido determinante
la insatisfacción con el enfoque tradicional, a causa de sus deficiencias más habituales
como: excesivo intervencionismo gubernamental, confusión de los roles del estado como
propietario y como regulador, ineficiencia en la gestión económica y técnica por ausencia
de competencia o falta de capacidad inversora. Finalmente, los avances tecnológicos en
medida, comunicaciones y procesado de la información facilitan enormemente el
planteamiento de competencia en la comercialización del suministro eléctrico a los
consumidores finales. [JIPA _03]
1.2. Objetivo de la Tesis: El sector eléctrico ecuatoriano, no es ajeno al proceso de cambio regulatorio, mencionado
en el apartado anterior, promulgándose en octubre de 1996 -el nuevo esquema inició sus
operaciones de manera real en 1999- una Ley especifica que determinó el
establecimiento de un Mercado Mayorista de Energía Eléctrica, y la implantación de
1
esquemas de desintegración vertical, escindiendo las actividades de generación,
transporte y distribución. No obstante, el estado actual, puede ser calificado como un
mercado en proceso de transición del marco tradicional al de competencia. En este
contexto, y ante los cambios profundos en las prácticas operativas, de planificación y
comerciales de las empresas del sector que el nuevo marco legal supone, los
departamentos de planificación de las empresas eléctricas, afrontan nuevas
responsabilidades y funciones relacionadas con el mercado, para lo cual buscan el
respaldo de modelos matemáticos de optimización y simulación que faciliten sus procesos
de toma de decisiones. Esta tesis tiene como objetivo, el desarrollo de un modelo de
explotación de medio plazo del mercado de energía eléctrica ecuatoriano, utilizando el
lenguaje algebraico de modelado “General Algebraic Modeling System” (GAMS), que
puede ser útil a la hora de la planificación económica de presupuestos y la planificación
de la operación de las empresas del sector eléctrico.
2
2. MODELOS DE EXPLOTACIÓN DE LA GENERACIÓN
2.1. Introducción: Las empresas eléctricas a efectos de facilitar sus procesos de toma de decisiones,
siempre han buscado a través de los programas computacionales, el respaldo de modelos
matemáticos de optimización y simulación. En los sistemas eléctricos en general y en
particular en los mercados eléctricos, contar con un modelo puede servir de apoyo para
las decisiones económicas de las empresas de generación, junto con la operación,
explotación y expansión del sistema físico. Adicionalmente, debido a las características
propias de un sistema de energía eléctrica, como es la particularidad del KWh de no
poder ser almacenado y por tanto no poder tratarlo de la misma manera que otro bien,
sumado a las limitaciones de los medios de producción y la diferente naturaleza de las
variables de decisión, convierten al problema eléctrico muy complejo. En consecuencia y
dadas las elevadas cantidades económicas que están en juego en un mercado eléctrico,
disponer de modelos matemáticos que representen correctamente el funcionamiento de
los medios de producción y que además permitan optimizar las decisiones, supone una
gran ayuda para la planificación [VEN_03]
En este capítulo se realiza una revisión en términos generales, de los modelos de
explotación de la generación, tanto de los modelos de explotación desarrollados para los
sistemas gestionados centralizadamente con el enfoque de la regulación tradicional,
como de los modelos de explotación desarrollados para su aplicación en un mercado de
energía eléctrica, indicando previamente las funciones de planificación de la generación.
2.2. Funciones de Planificación: Con los cambios en la organización de la industria eléctrica, existe un importante giro en
la visión del negocio en las empresas del sector, se ha dado una evolución en la cultura
empresarial, que exige a las empresas eléctricas realizar esfuerzos de dirección, para
hacer frente a los continuos cambios de los mercados, que suponen nuevas
oportunidades, pero de la misma forma; mayores riesgos y paralelamente conllevan
nuevas funciones de planificación.
Las funciones de planificación de la generación son ciertamente complejas, con alcances
temporales de aplicación muy diversos. En la Figura 1 [VEN_03] se esquematiza de
3
manera general las funciones tradicionales de explotación y se agregan las nuevas
funciones de mercado en los distintos alcances temporales.
Figura 1 Cuando se diseña un modelo, un aspecto clave es lograr un equilibrio entre un modelado
exhaustivo de la realidad y un modelado simplista. En efecto, el modelado exhaustivo del
funcionamiento real en los sistemas eléctricos de potencia, implica unos requerimientos
de cálculo inviables para la resolución numérica del problema, por el contrario, un
modelado simplista de los medios de producción proporcionaría resultados poco
confiables.
La optimización práctica de la operación de un sistema eléctrico se realiza de forma
jerárquica. Los distintos modelos de explotación se ejecutan de mayor a menor alcance
temporal, de tal modo que las decisiones tomadas por los modelos de alcance mayor, son
las entradas para modelos de alcance inferior, desde la planificación de la expansión de la
capacidad instalada, pasando por la coordinación hidrotérmica estacional, hasta llegar al
despacho en tiempo real de la generación. Cuanto mas corto es el alcance del modelo,
mayor debe ser el nivel de detalle en el modelado de los medios de producción, sin
embargo, cuanto mas largo es el alcance del modelo mas importancia cobra la
consideración de la incertidumbre. Es preciso establecer por tanto, las relaciones
jerárquicas entre las decisiones para comprender, cuál es el problema que se pretende
resolver, cuáles deben ser los datos de entrada y cuáles son los resultados que se espera
obtener. La Figura 2 representa de forma esquemática estas relaciones jerárquicas
[VEN_02].
4
Figura 2 En los estudios de largo plazo, las decisiones que se toman con ayuda de los estudios
plurianuales y que influyen sobre los estudios de medio plazo están relacionadas con la
nueva instalación de capacidad de generación de electricidad, con los contratos a largo
plazo de venta de energía o de compra de combustibles, con la gestión de los embalses
hiperanuales y con los mercados de capacidad en el caso de que estos últimos existan.
Los estudios de medio plazo, con la capacidad productiva máxima prefijada y
considerando la influencia de los contratos a largo plazo, las empresas deben decidir su
posición en los mercados a plazo así como las cantidades óptimas que hay que producir.
En particular, las empresas deciden su posición objetivo o cuota de mercado, la gestión
de los parques de combustible y la gestión estacional de las reservas hidráulicas a través
del cálculo del valor del agua.
Finalmente en los estudios de corto plazo y a la vista de la situación de la empresa en
este periodo temporal (cartera de derivados, disponibilidad de los grupos, energía
disponible, precios en el mercado, etc.) y considerando además las consignas sobre
cantidades objetivo y valor del agua de los embalses procedentes de los estudios de
medio plazo, se decide a qué precio se oferta la producción de electricidad y el ejercicio
de las opciones financieras. Estas decisiones deben lograr en el corto plazo la
consecución de los objetivos establecidos por los estudios de medio plazo al mismo
5
tiempo que deben buscar una casación que facilite una operación factible de los grupos
generadores.
Entre las diferentes técnicas de resolución empleadas en la literatura para la solución de
modelos de explotación de la generación se citan técnicas tan variadas como la
programación lineal, no lineal, dinámica, programación entera mediante el método de
ramificación y poda (branch and bound), programación combinatorial, lineal estocástica,
dinámica estocástica. Las técnicas de descomposición (descomposición de Benders,
descomposición de Dantzig-Wolfe, relajación lagrangiana) pueden mejorar la eficiencia
computacional de resolución, especialmente en los modelos de explotación de gran
dimensión resultantes al considerar de manera estocástica alguna variable (demanda del
sistema, aportaciones hidráulicas, precios de mercado, etc.).
La función objetivo a minimizar en un modelo de explotación desarrollado para un
sistema operado centralizadamente dentro del marco de la regulación tradicional, se
formula como el coste total de generación de todos los grupos del sistema, para el
periodo temporal considerado. Estos modelos de explotación representan con el máximo
detalle el parque de generación térmica e hidráulica. La generación térmica se modela
económicamente a través del coste de operación (coste variable, coste de arranque y
coste de parada), técnicamente a través de las limitaciones técnicas de los grupos
(máximos y mínimo técnicos, rampas máximas y mínimas), y temporalmente a través de
la relación entre las variables de estado, conexión y desconexión de las unidades.
Adicionalmente, algunas propuestas consideran restricciones medioambientales que
limitan la operación de los grupos térmicos. La generación hidráulica se modela
económicamente a través del valor del agua (equivalente al coste de generación térmica
a la que sustituye), técnicamente a través de la producción máxima y mínima (hidráulica
fluyente), y temporalmente a través del acoplamiento temporal existente en los embalses
de la misma cuenca entre dos periodos consecutivos.
En los modelos de explotación de la generación desarrollados con la reestructuración del
sector eléctrico para su aplicación en un mercado de energía eléctrica, cada empresa
ejecuta un modelo de explotación para el conjunto de sus unidades, con el objetivo de
maximizar el margen que obtiene con sus grupos en el mercado. En los modelos de
explotación desarrollados para un entorno de mercado, no sólo se modela el parque de
generación térmica e hidráulica con el máximo detalle. A su vez, es imprescindible
6
modelar de forma exhaustiva la organización del mercado, el comportamiento de los
competidores, y las decisiones de tipo estratégico.
Dado el ámbito temporal y los objetivos para los que se utilizan, los modelos de
explotación prescinden usualmente del modelado de la red de transporte. Sin embargo,
para algunas aplicaciones es necesario incluir de forma explícita la red de transporte. Los
modelos de explotación que consideran explícitamente la red de transporte se denominan
modelos de explotación generación-red. Entre las aplicaciones de los modelos de
explotación generación-red se citan por ejemplo la planificación de las ampliaciones de la
red de transporte, la programación de descargos de los elementos de la red, o la
resolución de restricciones que la red impone al despacho de generación.
2.3. Modelos de explotación en el marco de la regulación tradicional:
En un esquema de regulación tradicional del sector eléctrico, la planificación de la
generación tiene por objeto operar las instalaciones existentes o futuras de forma que se
satisfaga la demanda con un coste mínimo, con una seguridad de suministro satisfactoria
y cumpliendo las limitaciones técnicas propias de los medios de producción. Se tiende, en
general, a que esta función sea centralizada empleando para ello modelos de
planificación basados en problemas de optimización. Para esto, el planificador en este
caso debe considerar todos los aspectos asociados para alcanzar este objetivo como: la
incertidumbre hidrológica, de demanda y de precios de combustibles, para finalmente
con el modelo realizar los estudios técnicos y económicos que le ayudarán a tomar las
decisiones. En la Figura 3 se esquematiza de manera general los aspectos en un modelo
con el enfoque tradicional [VEN_03]
Figura 3
7
La técnica de programación dinámica fue la primera en ser empleada en los modelos de
explotación tradicionales. Sin embargo, la dimensión del espacio computacional que
resulta en sistemas reales hace imposible su aplicación práctica. Algunas aproximaciones
efectuadas en la literatura reducen el espacio de estado mediante criterios heurísticos
que establecen ordenes de prioridad. Sin embargo, la pérdida de optimalidad con este
enfoque puede ser acusada en función del tamaño relativo de las unidades generadoras.
El enfoque basado en el método de relajación lagrangiana ha sido una de las técnicas
más utilizadas en la literatura para la solución de los modelos de explotación. Nuevos
requerimientos en aplicaciones específicas han dado paso a la inclusión de las
restricciones de red en la formulación del problema. En aplicaciones reales es muy difícil
modelar la red de transporte a través del modelo AC de la red de transporte, por tanto, la
mayoría de los modelos de red incluidos en los modelos de explotación generación-red
son modelos simplificados lineales DC, permitiendo únicamente la consideración de los
límites de flujo de potencia por las líneas y transformadores del sistema [LOBA_02].
2.4. Modelos de explotación en un entorno de mercado: Los sectores eléctricos basados en libre competencia se caracterizan por un fuerte
incremento de la responsabilidad de los diferentes agentes implicados (empresas y
consumidores), siendo los precios y las producciones fijados finalmente por la ley de la
oferta y la demanda. A la vista de los cambios estructurales que sufre la planificación en
un mercado liberalizado es evidente que tanto los procedimientos de gestión como las
herramientas y modelos de cálculo empleados por las empresas eléctricas requieren
planteamientos conceptuales distintos. En particular, estos nuevos planteamientos deben
considerar el hecho de que la explotación de la generación ya no está basada en
decisiones centralizadas o administrativas, sino en el resultado de las decisiones de los
diferentes agentes que componen el mercado. En consecuencia, los modelos teóricos de
mercado deben jugar un papel medular en la representación de la explotación
desplazando a los tradicionales problemas de minimización de costes como núcleo de los
procedimientos de cálculo empleados en la planificación [VEN_04].
Por tanto, se deben emplear modelos de mercado en los estudios de planificación que
consideren los mecanismos que explican correctamente quién genera, cuándo y además
a que hora y a qué precio. Para ello, dichos modelos deben caracterizar correctamente el
comportamiento de todos los agentes implicados −operador del mercado, demanda y
8
empresas− mientras modelan el sistema eléctrico con las mismas restricciones técnicas
que los modelos tradicionales. En la Figura 4 se esquematiza la nueva consigna en un
modelo de mercado, así como los aspectos a considerar, y los estudios técnicos y
económicos relacionados.
Figura 4
La Microeconomía clasifica los mercados atendiendo a su grado de competencia,
estableciéndose típicamente los siguientes tres niveles: monopolio, oligopolio y
competencia perfecta.
El monopolio representa el menor nivel posible de competencia al existir una única
empresa productora. En este caso el modelo conceptual que representa correctamente el
funcionamiento del mercado viene definido por un problema de optimización no lineal con
restricciones. La función objetivo consiste en la maximización del beneficio del
monopolista sujeta a las restricciones técnicas del equipo generador y considerando el
comportamiento de los consumidores mediante la función de la demanda. El oligopolio
representa el siguiente nivel de competencia, en el cual sólo un grupo reducido de
empresas con cierto grado de influencia sobre el precio compite en el mercado. En este
caso para poder representar correctamente el equilibrio del mercado hay que resolver
simultáneamente los problemas de optimización de todas las empresas involucradas.
Finalmente la teoría marginalista demuestra que en competencia perfecta el
comportamiento del mercado se puede representar teóricamente a través de un único
problema de optimización basado en la minimización de los costes de todo el sistema
9
necesarios para el suministro de la electricidad demandada. En la Figura 5 se pueden
apreciar los distintos modelos de mercado en función de su alcance temporal.
Figura 5 Como se observa, los principales modelos para representar el comportamiento de un
mercado oligopolista -la mayoría de los mercados de energía eléctrica presenta la
característica de oligopolio- en función de su alcance temporal, son el modelo de
Cournot, el modelo de Lider en precio y el de Stackelberg. El modelo de Cournot
considera como variables las cantidades a ofertar por cada agente, alcanzándose el
equilibrio de mercado para un precio de energía eléctrica en que todos los agentes
maximizan su beneficio. Una descripción detallada de cada modelo se puede encontrar en
[VEN_04].
A manera de ejemplo, se citan a continuación los modelos de mercado más relevantes
desarrollados en el IIT1: [VEN_01] propone un modelo de explotación anual que simula
el comportamiento de un mercado oligopolista a través del modelo de Cournot,
resolviéndose mediante el problema complementario. [GAR_01] plantea un modelo de
explotación semanal determinista, modelando el comportamiento del mercado a través
de la curva de demanda residual. [BAI_01] proponen un enfoque estocástico novedoso
de modelo de explotación que considera la incertidumbre a través de un conjunto de
1 El IIT, Instituto de Investigación Tecnológica, es un Instituto Universitario perteneciente a la Escuela Técnica Superior de Ingeniería (ICAI) de la Universidad Pontificia Comillas de Madrid (UPCO), universidad en la cual se desarrolla esta tesis.
10
curvas de demanda residual para la programación diaria de unidades. Las distintas
condiciones no lineales son modeladas de forma eficiente a través de variables enteras.
Existe escasa bibliografía de modelos de explotación desarrollados en un entorno de
mercado que incorporen explícitamente la red de transporte en la formulación.
11
3. MERCADO ECUATORIANO DE ELECTRICIDAD 3.1. Introducción:
En el caso ecuatoriano, el proceso de reformas en el sector eléctrico, arranca el 10 de
octubre de 1996, con la promulgación en el Registro Oficial Nº 43 de una ley específica:
la LRSE (Ley de Regimen del Sector Eléctrico), que determinó entre otras cosas, el
establecimiento de un Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), descentralizando la estructura
estatal que se mantenía, a través de esquemas de desintegración vertical escindiendo las
actividades de generación, transporte y distribución. Sin embargo, no fue hasta abril de
1999, cuando el nuevo esquema inició sus operaciones de manera real, estableciendo así,
cambios profundos en las prácticas operativas y comerciales en las empresas del sector.
No obstante, el estado actual del mercado ecuatoriano, puede ser calificado como un
mercado en proceso de transición del marco tradicional al de competencia, hasta que se
completen aspectos estratégicos como: el traspaso accionario de aquellas empresas de
generación, transmisión y distribución que se conformaron, y que actualmente están en
manos del estado –a la fecha del desarrollo de esta tesis el 18,5% de la capacidad
instalada en el Ecuador esta en manos del sector privado, mientras que el 81,5%
pertenece al estado-, los reglamentos de manejo operativo y comercial, que definan y
complementen al detalle lo promulgado en la LRSE, así como la implantación de sistemas
tecnológicos relacionados con aspectos operativos, transaccionales y de intercambio de
información.
La composición energética del mercado de generación en Ecuador, cuenta en promedio
con un 52% de energía hidroeléctrica y un 48% de térmica, esta última compuesta en su
mayoría, por unidades de generación que consumen Fuel Oil y Diesel. Desde el inicio de
de las operaciones del MEM, la capacidad de generación en el MEM ha disminuido,
mientras que la demanda de energía esta incrementándose a una tasa de 5,24%
promedio anual.
3.2. Mercado Mayorista: Fruto de las reformas efectuadas, el nuevo modelo se conforma por: La Corporación Civil
de derecho privado, Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), que actúa como
operador del sistema y operador del mercado, el Consejo Nacional de Electricidad
(CONELEC) como el ente regulador, una compañía nacional de Transmisión de
12
Electricidad (TRANSELECTRIC S.A.) la cual por su naturaleza de monopolio se la regula,
con la obligación de permitir el libre acceso a las redes a todos los agentes del MEM, la
implantación como se mencionaba anteriormente de un Mercado Mayorista de Energía
Eléctrica con un despacho económico centralizado de minimización de costos, y los
generadores, distribuidores y grandes consumidores que interactúan en este mercado a
través de transacciones de compra-venta de corto plazo en el mercado Spot y contratos a
largo plazo.
El precio del mercado spot de generación, de manera general, se fundamenta en el costo
marginal de corto plazo, basado en el Costo Variable de Producción (CVP) declarado por
los generadores. Cada unidad de generación térmica, esta obligada a declarar de manera
mensual su CVP.
En el MEM ecuatoriano los precios marginales de corto plazo internalizan los efectos de la
red (pérdidas y congestiones), pues se trata de un sistema de precios nodales, en donde
el precio nodal en un nudo k es el incremento en el coste de operación del sistema si la
demanda en k aumenta en una unidad. El esquema adoptado consiste en sancionar el
precio en una barra del sistema denominada ‘Barra de Mercado’ (Factor de nodo = 1), y
luego afectar a este precio por el factor de nodo de la barra a la que se encuentren
conectados los generadores y/o consumos
La alternativa regulatoria adoptada en el mercado, para promover la garantía de
suministro, corresponde a un pago por capacidad, denominado Potencia Remunerable
Puesta a Disposición (PRPD) que cada generador recibe de acuerdo a la normativa
establecida por el CONELEC.
3.3. Mercado Minorista: El mercado minorista, básicamente se conforma con la figura del Gran Consumidor, el
cual puede realizar contratos bilaterales de suministro con los generadores y
distribuidores, o acudir al MEM. El esquema de liberalización, de acuerdo a la regulación
CONELEC 006-03 es el de cumplir cronológicamente con los requisitos mínimos de
demanda y consumo que se indican en el la Tabla 1.
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PERIODO DE PRESENTACION DE LA SOLICITUD
DEMANDA PROMEDIO MENSUAL (kW)
CONSUMO ANUAL (MWh)
Enero – Junio 2003 930 6500 Julio – Diciembre 2003 860 6000 Enero – Junio 2004 790 5500 Julio – Diciembre 2004 720 5000 Enero 2005 en adelante 650 4500
Tabla 1
El número de Grandes Consumidores se ha incrementado desde la publicación de la
regulación correspondiente, comenzando con 16 en el año 2001, 20 en el 2002 y 36 en el
2003. No obstante, su participación activa en el mercado sigue considerándose como
marginal.
Los restantes consumidores se los puede calificar como cautivos y son las propias
distribuidoras en la zona de concesión, las que comercializan la energía a estos clientes.
El CONELEC establece anualmente las tarifas a estos consumidores, que deben cubrir los
precios referenciales de generación (PRG), los costos medios de transmisión y el valor
agregado de distribución (VAD). El PRG se calcula como el promedio de los costos
marginales esperados de corto plazo, mas un cargo por capacidad; los costos medios de
transmisión deben cubrir la anualidad de los activos en operación y de inversión, los
costos de operación y mantenimiento y las pérdidas de transmisión. El VAD corresponde
al costo propio de las empresas de distribución y debe cubrir los costos de las pérdidas
técnicas, costos de inversión, operación y mantenimiento y, los costos de expansión,
mejoramiento, operación y mantenimiento de los sistemas de alumbrado público.
3.4. Mercado Regional: Desde el 1 de marzo de 2003 están operativas las Transacciones Internacionales de
Electricidad (TIE), a través de una línea de interconexión con Colombia de 220 Mw a
230Kv y una mas antigua y complementaria de 40 Mw a 138 Kv.
Por otra parte, se han conformado los Grupos de Trabajo de los Organismos Reguladores
(GTOR) de la Comunidad Andina de Naciones (CAN), que realizan un trabajo de
armonización de las normativas nacionales, como un primer resultado de estos trabajos,
se emitió el 19 Diciembre 2002 la Decisión No. 536 de la Comunidad Andina, por la cual
se establece el marco general para la interconexión subregional de sistemas eléctricos e
intercambio intracomunitario de electricidad entre Colombia, Ecuador, Perú y Venezuela.
14
Un primer avance de armonización se ha hecho precisamente entre Ecuador-Colombia,
Figura 6, una segunda etapa se la está efectuando Colombia-Ecuador-Perú pues está
prevista la interconexión con este último país para finales del año 2004 y una segunda
línea de interconexión con Colombia para el 2005.
Figura 6 3.5. Clasificación de las actividades eléctricas: La clasificación de las actividades eléctricas [JIPA _03] del mercado ecuatoriano, se
resume de manera general en la Tabla 2, en donde adicionalmente se indica la actividad
de cada agente en el mercado y su carácter, regulado o liberalizado.
15
ACTIVIDAD CARACTER AGENTEParticipación Mercado Liberalizada GeneradorServicios Complementarios Regulada Generador
ACTIVIDAD CARACTER AGENTEPlanificación-Expansión Regulada Transelectric / Aprueba CONELECConstrucción Liberalizada / Regulada Transelectric /Línea DedicadaPlanificación Mantenimiento Regulada CENACEMantenimiento Liberalizada TranselectricOperación del Transporte Regulada Transelectric / Coordina CENACE
ACTIVIDAD CARACTER AGENTEPlanificación-Expansión Regulada Distribuidor / CONELEC-VADConstrucción Liberalizada DistribuidorPlanificación Mantenimiento Liberalizada / Regulada Distribuidor Mantenimiento Liberalizada DistribuidorOperación de la Distribución Liberalizada / Regulada Distribuidor
ACTIVIDAD CARACTER AGENTEContratos a Largo Plazo Liberalizada Agentes del MercadoMercado Spot Liberalizada Agentes del MercadoIntercambios Internacionales Liberalizada/Regulada Agentes del Mercado
ACTIVIDAD CARACTER AGENTEComercialización a consumidores cautivos
Regulada Distribuidor
Comercialización a consumidores con capacidad de elección
Liberalizada Agentes del Mercado
ACTIVIDAD CARACTER AGENTELiquidación y Facturación Regulada CENACE/DistribuidorMedición Regulada Agentes del MEM
Operador del Sistema Regulada CENACEOperador del Mercado Regulada CENACE
COORDINACION
TRANSACCIONESMERCADO MAYORISTA
MERCADO MINORISTA
ACTIVIDADES COMPLEMENTARIAS
GENERACION
REDES ELECTRICAS
TRANSPORTE
DISTRIBUCIÓN
Tabla 2
16
4. DESCRIPCION DEL MODELO En este capítulo se procede a describir el modelo de explotación del mercado ecuatoriano
desarrollado. Primero, se presenta una descripción general de la herramienta informática
utilizada. A continuación, se muestran los datos de entrada necesarios, la función
objetivo y las restricciones empleadas que modelizan el funcionamiento del sistema.
El modelo se enmarca dentro de las funciones tradicionales de la explotación de la
generación, pues como se mencionó anteriormente, el mercado eléctrico ecuatoriano, se
basa en un despacho económico centralizado de minimización de costos. El modelo
resulta útil para la planificación económica de presupuestos y la planificación de la
operación de las empresas del sector eléctrico ecuatoriano con un horizonte de medio
plazo (1 año).
4.1. Lenguaje de modelado: El modelo se ha desarrollado en el lenguaje algebraico de modelado “General Algebraic
Modeling System” (GAMS) [GAMS_98]. Este lenguaje está especialmente diseñado para
la creación y resolución de problemas de optimización, y permite la implantación de
problemas grandes y complejos de forma concisa y fiable, dejando gran flexibilidad al
usuario en aspectos tales como los ficheros de entrada o salida y la modularidad.
Además, este lenguaje admite su utilización en múltiples plataformas informáticas, lo que
le confiere una gran versatilidad. GAMS compila la formulación y los datos del modelo,
llamando a continuación a un optimizador adecuado a las características del modelo, en
la Figura 7 se indica el proceso de resolución.
Figura 7
17
GAMS por tanto, sirve de interfaz de comunicación con potentes algoritmos de
optimización como CPLEX, MINOS, PATH, etc. En esta tesis, el optimizador utilizado ha
sido OSL2 [GOSL_98] resolviendo el problema como MIP (mixed integer programming),
puesto que el modelo incluye variables binarias.
4.2. Datos de entrada: En este apartado se realiza una descripción de los datos necesarios para el
funcionamiento del modelo, la descripción de cada dato irá acompañada con el acrónimo
con el que se le identifica dentro del modelo, de forma que cuando se presenten las
ecuaciones en el apartado 4.4 puedan ser interpretadas directamente.
4.2.1. Índices:
• : Meses ordenados de Octubre a Septiembre que corresponden a un año hidrológico del MEM ecuatoriano m
• : Dentro de cada mes los días se clasifican en laborables o festivos d
• : Dentro de cada subperiodo (laborable o festivo), las horas se clasifican en
niveles de carga o bandas horarias, la normativa vigente del reglamento de tarifas
en el MEM ecuatoriano define tres periodos:
n
De punta: Desde las 17h00 hasta las 22h00 de lunes a domingo, De demanda media: Desde las 07h00 hasta las 17h00 de lunes a viernes; y,
De base: Las restantes horas de la semana. Dentro de cada nivel (punta, media, base) las horas se agregan y se representan mediante la demanda media
• g : Generadores
• : Se define un conjunto dinámico de generadores térmicos ( )gt
• : Conjunto dinámico de generadores hidráulicos ( )gh
18
4.2.2. Parámetros: 4.2.2.1. Demanda: La información relativa a la demanda, se introduce en el modelo en forma de dos tablas:
tabla de demandas y la tabla de duraciones de cada banda horaria . La
periodificación de la demanda, se la ha realizado conforme a los índices descritos en el
apartado anterior.
mdnD mdna
Los datos ingresados al modelo y que se indican en el Gráfico 1, corresponden al caso
base analizado en esta tesis y que se detallará en el capítulo 5.
MONOTONA DE CARGA EN EL MEM ECUATORIANO Octubre03-Septiembre04
0
200
400
600
800
1 000
1 200
1 400
1 600
1 800
2 000
Pun
ta L
ab.
Med
ia L
ab.
Bas
e La
b.
Pun
ta F
est.
Bas
e Fe
st.
DEM
AND
A [M
W]
Gráfico 1 La tabla de duraciones (Tabla 3) corresponde al número de horas en cada período y subperíodo ( ) para el año hidrológico considerado. mdna
mes/período Laborable/punta Laborable/media Laborable/base Festivo/punta Festivo/baseOctubre 115 230 207 40 152Noviembre 100 200 180 50 190Diciembre 115 220 198 40 171Enero 110 210 189 45 190Febrero 100 200 180 45 171Marzo 115 210 189 40 190Abril 110 210 189 40 171Mayo 105 200 199 50 190Junio 110 220 198 40 152Julio 110 220 198 45 171Agosto 110 210 189 45 190Septiembre 110 220 198 40 152
TABLA DE DURACIONES PERIODO OCT03-SEP04 [a(mes,dia,nivel)]
Tabla 3
19
4.2.2.2. Generación: Las unidades de generación que considera el modelo, corresponden a 97 centrales
termoeléctricas y 17 centrales hidroeléctricas que pertenecen a las empresas de
generación que operan en el MEM ecuatoriano y que son:
-HIDROPAUTE S.A. -ELECTROGUAYAS S.A. -HIDROAGOYÁN S.A. -CATEG – Generación -HIDRONACIÓN S.A. -ELECTROQUIL -MACHALA POWER Cia. Ltda. -ELECAUSTRO -TERMOESMERALDAS S.A. -EMAAP-Q -TERMOPICHINCHA S.A. -INTERVISA TRADE Para identificar a cada unidad de generación, el modelo utiliza el índice ‘ g ’, definiendo
adicionalmente como se indicó anteriormente, 2 conjuntos dinámicos y con la
finalidad de diferenciar entre unidades termoeléctricas e hidroeléctricas.
( )gt ( )gh
La potencia mínima bruta de cada unidad de generación corresponde a la declarada por
los agentes generadores2 y se define como gp . La potencia máxima ingresada en el
modelo, se define como mgp y considera la disponibilidad de las unidades de generación
en cada mes durante el periodo de análisis, así como la tasa de salidas forzadas
correspondiente2.
Puesto que el precio del mercado spot de generación, de manera general, se fundamenta
en el costo marginal de corto plazo, basado en el Costo Variable de Producción (CVP)
declarado por los generadores. Cada unidad de generación térmica en el MEM, esta
obligada a declarar de manera mensual su CVP, el parámetro ( ) que considera el
modelo, corresponde a la declarada por los agentes generadores en octubre de 2003
gcvp2.
Este valor de acuerdo a la normativa vigente y establecida por el CONELEC, considera
implícitamente y en conjunto con su rendimiento2 declarado ( gη ), el costo variable
unitario del combustible, transporte, lubricantes, químicos, Agua, mantenimientos, control
ambiental3 y servicios auxiliares. A manera de ejemplo en la Tabla 4, se indican los CVP
de las 10 primeras unidades de generación, de acuerdo al orden de prioridad, declarados
por los agentes en Octubre de 2003.
2 Los datos de potencia máxima y mínima, CVP, rendimientos, así como la información correspondiente a la programación de los mantenimientos de los grupos durante el periodo de análisis, se pueden encontrar en [CENA_ 03]. 3 Aún en proceso de implementación.
20
No. EMPRESA UNIDAD Combustible Transporte Lubricantes, Agua Control Servicios TOTAL Quimicos y Otros Potable Ambiental Auxiliares US$/kWh
1 MACHALA POWER MACHALA POWER A 0.041209 0.000000 0.000217 0.000010 0.001945 0.000000 0.000527 0.0439092 MACHALA POWER MACHALA POWER B 0.041209 0.000000 0.000217 0.000010 0.001945 0.000000 0.000527 0.0439093 TERMOESMERALDASESMERALDAS 0.039774 0.000000 0.000685 0.000064 0.000878 0.000000 0.002902 0.0443024 ELECTROGUAYAS TRINITARIA 0.038750 0.002766 0.000103 0.000000 0.000960 0.000000 0.003205 0.0457845 ELECAUSTRO EL DESCANSO 1 0.040294 0.004041 0.002871 0.000000 0.001087 0.000000 0.001627 0.0499216 ELECAUSTRO EL DESCANSO 3 0.040294 0.004041 0.003360 0.000000 0.001087 0.000000 0.001644 0.0504267 ELECAUSTRO EL DESCANSO 2 0.039939 0.004006 0.004248 0.000000 0.001087 0.000000 0.001661 0.0509408 ELECAUSTRO EL DESCANSO 4 0.040218 0.004034 0.005459 0.000000 0.001087 0.000000 0.001712 0.0525089 ELECTROGUAYAS G. ZEVALLOS TV3 0.045204 0.003244 0.000168 0.000043 0.002573 0.000000 0.002696 0.05392810 ELECTROGUAYAS G. ZEVALLOS TV2 0.045236 0.003246 0.000170 0.000043 0.002573 0.000000 0.002698 0.053966
Mantenimiento
COSTO VARIABLE UNITARIO (US$/kWh)
Tabla 4 Puesto que en algunas cuencas las relaciones espacio-temporales pueden resultar
complejas, y de características no lineales el modelado considera únicamente una
representación agregada para cada caso, el modelado básico de las centrales
hidroeléctricas representa cada cuenca hidráulica por medio de una central equivalente,
incluyendo un embalse equivalente. El nivel de reserva máximo gw y mínimo gw , así
como el volumen inicial en cada embalse, se contabiliza en Mwh, utilizando para
ello su factor de productividad medio.
gw0
El modelo considera únicamente a tres centrales hidroeléctricas como de embalse:
HIDROPAUTE, HIDROAGOYAN (PISAYAMBO-PUCARA), e HIDRONACION. Las
características técnicas de los embalses asociados que se utilizan para el modelo se
indican en la continuación, en la Tabla 5.
UNIDAD HIDROAGOYÁN PISAYAMBO
HIDROPAUTE AMALUZA
HIDRONACIÓN DAULE PERIPA
1. Volúmenes de los embalses - Volumen Bruto mill. de m3 100.7 83.0 5430.1 - Volumen útil mill. de m3 79.5 63.8 3280.8
2. Energía Equivalente Almacenada MWh 79 739 100 810 462 5903. Factor de Productividad Medio (1) - máximo kWh/m3 1.003 1.580 0.141 - medio kWh/m3 0.980 1.552 0.1364. Niveles de Operación de los embalses - Nivel Máximo m.s.n.m. 3 565.0 1 991.0 85.0 - Nivel Mínimo - teórico m.s.n.m. 3 541.0 1 935.0 65.0 - real m.s.n.m. 3 545.0 1 960.0 70.0
5. Capacidad total MW 73.0 1075.0 213.0
6. Caudal de diseño m3/s 18.6 205.0 141.23 / u
7. Altura máxima de caída m 450.1 657.2 60.9
8. Número de unidades instaladas u 2.0 10.0 3.0
PARÁMETROS \ EMPRESA \ CENTRAL
Fuente: [CENA_ 03]
Tabla 5
21
Las restantes centrales hidroeléctricas se opta por modelarlas como fluyentes, calculando
para cada una, sobre la base de su información estadística, un valor medio de producción
para cada mes ( ), de tal manera que este valor represente de alguna manera una
disponibilidad media para estas centrales. Como se observará en el apartado 4.4, el
modelo considera una simplificación adicional para estas centrales, pues se resta
directamente el valor estimado, de la demanda - en la ecuación de balance.
mpflu
mdnD mpflu
El modelado de las aportaciones a los embalses ( ), considera los caudales de ingreso
en cada mes durante el periodo de análisis, representados en Mwh, utilizando para ello el
factor de productividad medio de cada embalse. En principio, el modelo al tener un
enfoque determinista, no tiene en cuenta la incertidumbre de las aportaciones, no
obstante, es posible plantear distintos escenarios de aportaciones (año lluvioso, medio o
seco) utilizando información histórica. En el Gráfico 2 se indica la probabilidad de
ocurrencia de las aportaciones de los embalses que considera el modelo. Esta
incertidumbre es muy relevante en el caso ecuatoriano.
mgi
HIDROAGOYAN
0358
1013151820
OCT NOV DIC ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP
m3/
seg
P. 10% P. 25% V. ESPP. 75% P. 90%
HIDRONACION
0200400600800
1000
OCT NOV DIC ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP
m3/
seg
P. 10% P. 25% V. ESPP. 75% P. 90%
Fuente: [CENA_ 03] HIDROPAUTE
0
50
100
150
200
250
300
OCT NOV DIC ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP
m3/
seg
P. 25% V. ESP P. 75%P. 10% P. 90%
Gráfico 2
22
Finalmente, se modela la disponibilidad de la interconexión internacional a 230 kV con
Colombia, con una capacidad máxima de transferencia para importación de 220 MW,
como un generador virtual en el sistema. Los precios de la energía importada se los
introduce en el modelo, como si fueran un valor adicional del parámetro . gcvp
4.3. Variables: En este apartado se realiza una descripción de las variables necesarios para el
funcionamiento del modelo, la descripción de cada variable, irá acompañada con el
acrónimo con la que se la identifica dentro del modelo, de forma que cuando se
presenten las ecuaciones, puedan ser interpretadas directamente.
mdngp : Potencia entregada por cada generador (térmico e hidroeléctrico) en cada nivel o
banda horaria, del día correspondiente (laborable o festivo), en cada mes del periodo de
análisis [MW].
mdngp1 : Potencia entregada por cada generador (térmico e hidroeléctrico) en cada nivel
o banda horaria, del día correspondiente (laborable o festivo), en cada mes del periodo
de análisis [MW] por encima del mínimo técnico4.
mdnge : Energía entregada por cada generador (térmico e hidroeléctrico) en cada nivel o
banda horaria, del día correspondiente (laborable o festivo), en cada mes del periodo de
análisis [MWh].
mgw : Reserva de energía almacenada en el embalse de cada central al final de cada mes
del periodo de análisis [MWh]. Esta variable dependerá de las aportaciones y de las
decisiones de producción de las centrales hidroeléctricas Figura 8.
Figura 8
4 Valor definido para exigir al modelo el despacho de las unidades de generación por encima del mínimo técnico, se explica con detalle en el apartado 4.4.
23
mgwver : Energía vertida en los embalses en cada mes [MWh]
mdnggal : Requerimientos de combustible de cada generador térmico en cada nivel o
banda horaria, del día correspondiente (laborable o festivo), en cada mes del periodo de
análisis [miles de galones]
mdgµ : Variable binaria de acoplamiento de unidades térmicas
fobj : Valor de la función objetivo. El objetivo es determinar el presupuesto que
minimiza el coste de explotación del equipo generador, en este caso se considera
únicamente los costes de explotación de los grupos térmicos.
4.4. Ecuaciones: En la formulación de estas ecuaciones, se emplean los acrónimos de los datos y variables
indicados anteriormente, los cuales han sido previamente transformados a unidades
homogéneas para su cálculo. Luego de la descripción de cada ecuación se indica además
el planteamiento de las mismas.
mdnED : En cada nivel o banda horaria definida, es necesario que la producción de
electricidad sea igual a la demanda. Esta ecuación de balance considera adicionalmente,
lo mencionado en 4.2.2.2 sobre el parámetro pues como se observa en la
ecuación, la demanda durante el periodo de análisis es disminuida por la disponibilidad
energética de las centrales fluyentes.
mpflu
( )mmdnmdnt h
mdnhmdntmdn pfluDappa −=⎟⎠⎞
⎜⎝⎛ +∑ ∑
mdntpE : El planteamiento de la potencia mínima permitida en el despacho por las
unidades de generación, se la realiza utilizando una variable binaria mdgµ que indica si el
grupo esta acoplado o no ( 0 = desacoplado y 1 = acoplado) e introduciendo una nueva
24
variable que se define como un valor menor o igual de la diferencia entre la
potencia máxima y mínima multiplicado por la variable binaria.
mdntp1
( ) mdtmtmtmdnt pp µε−≤1
De esta forma la ecuación de la potencia máxima mdntpE queda definida como la
potencia mínima mtε 5 considerando el acoplamiento, mas el valor que tome la variable
. mdntp1
mdntmdtmtmdnt pp 1+= µε
mdngEe : Corresponde a la energía entregada por cada generador (térmico e
hidroeléctrico) en cada nivel o banda horaria, del día correspondiente (laborable o
festivo), en cada mes del periodo de análisis [GWh].
1000mdnmdng
mdngap
e =
mhErsrvh : Esta ecuación plantea el balance energético de los embalses considerados en
el modelo.
mhhhmd n
mdnhmdnmhmh iwwpawverw ++=++ −∑∑ 01
mdntEgalo : Esta ecuación determina los galones de combustible requeridos por cada
generador térmico en cada nivel o banda horaria, del día
5 mtε es un parámetro que se determina vía código y que cumple las siguientes condiciones:
tmt p=ε si se cumple que tmt pp ≥
mtmt p=ε si se cumple que mtt pp ≥
Estas ecuaciones se utilizan para que el modelo considere la potencia mínima o la correspondiente determinada por los mantenimientos efectuados durante el periodo de análisis.
25
correspondiente (laborable o festivo), en cada mes del periodo de análisis [Miles de
galones].
t
mdntmdnt
egalη
=
Efobj : Esta ecuación formula la función objetivo, que consiste en determinar el
presupuesto que minimiza el coste de explotación del equipo generador, considerando en
este modelo únicamente los costes de explotación de los grupos térmicos. Tomando por
tanto, los CVP declarados por los agentes y la duración en cada subperiodo
∑∑∑∑=t m
mdntd
tn
mdn pcvpafobj **
4.5. Consignas Especiales: El esquema de reserva aplicado en el MEM ecuatoriano para la Regulación Primaria y
Secundaria de Frecuencia (RPF y RSF), es considerado en el modelo. Actualmente y
mientras el CENACE concluya los estudios que está ejecutando sobre las protecciones
sistémicas del Sistema Nacional Interconectado, los porcentajes de reserva que se han
fijado se indican en la Tabla 6.
PORCENTAJES DE RESERVA (%)
BANDA HORARIA
Punta Media Base 1. Regulación Primaria de Frecuencia (RPF): bajo el 100 % de potencia efectiva de las unidades
1.9
1.9
1.9
2. Regulación Secundaria de Frecuencia (RSF): % demanda del S.N.I. en bornes de generación
2.0
2.0
2.0
Tabla 6
26
Por tanto las unidades de generación deben ser despachadas a un valor máximo del
98.1% de su potencia efectiva. Las reglas del mercado ecuatoriano establecen que al
momento sea la empresa de generación HIDROPAUTE la que realice la RSF. Estas
restricciones se las modela introduciendo las siguientes ecuaciones:
RPF:
mtmt pp = * (1 - 0.019)
RSF:
'''' hidropautemhidropautemdn pp = * ( 1 - 0.02)
Por otra parte, el modelo considera algunas restricciones propias del sistema ecuatoriano
como los tiempos mínimos de operación que resultan significativos en el mediano plazo y
que son los relacionados con las unidades de vapor y restricciones de la interconexión
con Colombia. De manera general en el MEM ecuatoriano, todas las máquinas de vapor
están despachadas, al menos con potencia mínima mientras estas se encuentran
disponibles, debido a motivos de voltajes y seguridad del sistema. Por su parte, la
interconexión con Colombia puede transferir únicamente su potencia máxima en las
bandas horarias de demanda media y base y la mínima potencia en punta.
Por otra parte, debido a los requerimientos de reactivos en algunas zonas del país, es
necesario considerar generación obligatoria, como las unidades de TERMOPICHINCHA
(‘Santa Rosa’) en las horas punta de los días laborables, las unidades de generación
‘Catamayo’ en las horas punta en días laborables y festivos, unidades de generación en la
península de Santa Elena en horas punta de días laborables y festivos, así como unidades
de vapor en el sector del Salitral.
Todo lo descrito se incluye en el modelo considerando adicionalmente, las
disponibilidades de las unidades de generación declaradas por los agentes para el periodo
de análisis. De manera general para las restricciones se debe cumplir que:
27
restmdngmdng pp ≥
Donde restmdngp corresponde a la potencia mínima por restricciones de la unidad de
generación en cada nivel o banda horaria, del día correspondiente (laborable o festivo),
en cada mes del periodo de análisis.
28
5. ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS OBTENIDOS Para evaluar el desempeño del modelo, en condiciones normales y ante contingencias
con razonable probabilidad de ocurrencia, se realizaron diferentes estudios. En este
capitulo, se presentan un caso base y 5 escenarios en los que se analizan los diversos
resultados que arroja en modelo.
5.1. Caso base: El caso base considera los recursos de generación en operación, durante el periodo
Octubre 2003 - Septiembre 2004 y las nuevas instalaciones que se incorporarían en
este periodo. Los recursos de generación disponibles, constituyen las centrales
hidráulicas y las unidades térmicas existentes de las empresas de generación y
empresas eléctricas no escindidas.
La información de entrada al modelo que se ha utilizado para el caso base,
corresponde a los datos reales ocurridos en el MEM ecuatoriano durante el año
hidrológico Octubre 2003 - Septiembre 2004. En el anexo 1 se presentan todos lo
ficheros en lenguaje GAMS, datos y resultados asociados a este caso. Los datos que se
han ingresado corresponden a: los Costos Variables de Producción (CVP) declarados
por los agentes, los rendimientos de las unidades de generación termoeléctricas, el
nivel inicial de los embalses (al 1 de octubre de 2003), las aportaciones recibidas en los
embalses durante el periodo de análisis, la demanda nacional ocurrida, las
disponibilidades declaradas de las unidades de generación (considerando
adicionalmente la tasa de salidas forzadas) y finalmente se construyo la tabla de
duración de las bandas horarias en función del año hidrológico considerado.
Los resultados del caso base han sido comparados con los del “Plan de Operación del
MEM Octubre 2003 – Septiembre 2004 [CENA_ 03], que elabora periódicamente el
Centro Nacional de Control de Energía CENACE, utilizando entre otras herramientas
informáticas el modelo de despacho hidrotérmico SDDP.
5.1.1. Despacho: En el Gráfico 3 se puede apreciar el despacho de generación que efectúa el modelo,
cada unidad de generación se representa con un color diferente y se han agregado sus
valores de potencia. En el eje de las abscisas, se representa cronológicamente los
distintos meses del periodo de análisis, con los correspondientes niveles de carga
considerados en el siguiente orden:
29
• Octubre Laborable punta • Octubre Laborable media • Octubre Laborable base • Octubre Festivo punta • Octubre Festivo base • Noviem.. .... ....
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53 55 57 59
Niveles de Carga
Pote
ncia
[MW
]
INTERCONEXION ESMERALDAS GUANGOPOLO_1 GUANGOPOLO_4 GUANGOPOLO_2 GUANGOPOLO_3 GUANGOPOLO_5 GUANGOPOLO_6 MACHALAPOWER_A MACHALAPOWER_B TRINITARIA GHERNANDEZ_4
GHERNANDEZ_2 GHERNANDEZ_1 GHERNANDEZ_3 GHERNANDEZ_5 GHERNANDEZ_6 ELDESCANSO_2 GZEVALLOS_TV3 ELDESCANSO_4 ELDESCANSO_3 GZEVALLOS_TV2 ELDESCANSO_1 ANIBALSANTOS
POWERBARGE_I MIRAFLORES_12 ELECTROQUIL_1 CENT_IND_4 ELECTROQUIL_3 ELECTROQUIL_2 MIRAFLORES_11 ATINAJERO_1 ELECTROQUIL_4 LALIBERTAD_1 CENT_IND_3 LALIBERTAD_9
LAPROPICIA_1 LAPROPICIA_2 CENT_IND_2 CENT_IND_1 LULUNCOTO_13 MILAGRO_5 LULUNCOTO_12 LULUNCOTO_11 POSORJA_5 MONAY_3 MILAGRO_6 CATAMAYO_6
MONAY_2 MILAGRO_4 MONAY_1 LALIBERTAD_10 MILAGRO_7 CATAMAYO_7 OROCAMBIO_3 BATAN_3 MIRAFLORES_10 MIRAFLORES_13 MIRAFLORES_14 MIRAFLORES_15
OROCAMBIO_4 OROMACHALA_5 BOLIVAR_1 MIRAFLORES_7 VICTORIA_II CATAMAYO_2 MIRAFLORES_22 MIRAFLORES_16 MIRAFLORES_18 MIRAFLORES_8 OROMACHALA_4 LLIGUA_1
LALIBERTAD_11 MONAY_4 CATAMAYO_10 ENRIQUEGARCIA CATAMAYO_9 RIOBAMBA SANFRANCISCO CATAMAYO_8 ATINAJERO_2 MONAY_5 PLAYAS_4 LLIGUA_2
ANIBALSANTOS_1 MONAY_6 CATAMAYO_5 LALIBERTAD_8 ANIBALSANTOS_2 SANTAROSA_3 SANTAROSA_2 SANTAROSA_1 CATAMAYO_4 ANIBALSANTOS_5 ANIBALSANTOS_3 ANIBALSANTOS_6
GZEVALLOS_TG4 MIRAFLORES_3 HIDROPAUTE HIDROPUCARA HIDRONACION
• .... .... ....
Gráfico 3
Se puede observar en el despacho, que el modelo trata de optimizar el costo de
explotación, utilizando las centrales de generación hidroeléctricas de embalse para el
cubrimiento de las puntas de demanda, tanto en días laborables como en festivos. Se
puede verificar adicionalmente, que los resultados son coherentes con las
disponibilidades declaradas en cuanto a potencias máximas, así como en la
optimización de los recursos hídricos. Como se observa, la potencia despachada de
mayor valor, corresponde a la empresa de generación HIDROPAUTE S.A.
5.1.2. Precios de energía: Como es conocido, cada restricción tiene asociada una variable dual, para el costo
marginal, la ecuación corresponde a la del balance generación – demanda:
30
( )mmdnmdnt h
mdnhmdntmdn pfluDappa −=⎟⎠⎞
⎜⎝⎛ +∑ ∑
El costo marginal por tanto, expresa cuánto varía el coste de explotación del sistema
si aumenta en un MWh la energía demandada en cada nivel o banda horaria, del día
correspondiente (laborable o festivo), en cada mes del periodo de análisis.
En el Gráfico 4 se indica el costo marginal en valor promedio mensual que se obtiene
del modelo, en conjunto con el costo marginal que se obtiene del modelo hidrotérmico
SDDP mencionado anteriormente.
Costo Marginal-Mensual
0
10
20
30
40
50
60
70
C. M
argi
nal [
USD
/MW
h]
C.Marg. GAMS-MIP C.Marg CENACE-SDDP
C.Marg. GAMS-MIP 55.17 55.17 54.21 55.17 55.17 53.97 53.97 44.284 32.894 44.318 45.914 43.988
C.Marg CENACE-SDDP 56.698 57.622 56.892 56.442 52.28 52.024 41.68 37.701 36.744 36.722 37.853 42.471
Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre
Gráfico 4
Es importante señalar que, el modelo SDDP toma en consideración la incertidumbre
hidrológica, pues a través de este programa computacional, es factible el uso de
modelos de aportaciones estocásticas. No obstante, el modelo desarrollado en esta
tesis, encuentra resultados (en función de los datos introducidos) que siguen
razonablemente la tendencia de los valores arrojados por el SDDP, que se pueden
interpretar a su vez como un promedio de los escenarios considerados en el mismo.
31
5.1.3. Despacho y Costo Marginal: En el Gráfico 5 se puede apreciar el despacho de generación en conjunto con el costo
marginal del sistema. Puesto que la totalidad de las ecuaciones que conforman el
modelo han sido linealizadas, se observa que, el costo marginal del sistema en la
mayoría de los niveles de carga definidos, lo marca la unidad con CVP más económicos
y que tiene además la capacidad de entregar al sistema un MW adicional.
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200
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1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53 55 57 59
Niveles de Carga
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[MW
]
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C. M
arg.
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SD/M
Wh]
INTERCONEXION ESMERALDAS GUANGOPOLO_1 GUANGOPOLO_4 GUANGOPOLO_2 GUANGOPOLO_3 GUANGOPOLO_5 GUANGOPOLO_6 MACHALAPOWER_A
MACHALAPOWER_B TRINITARIA GHERNANDEZ_4 GHERNANDEZ_2 GHERNANDEZ_1 GHERNANDEZ_3 GHERNANDEZ_5 GHERNANDEZ_6 ELDESCANSO_2
GZEVALLOS_TV3 ELDESCANSO_4 ELDESCANSO_3 GZEVALLOS_TV2 ELDESCANSO_1 ANIBALSANTOS POWERBARGE_I MIRAFLORES_12 ELECTROQUIL_1
CENT_IND_4 ELECTROQUIL_3 ELECTROQUIL_2 MIRAFLORES_11 ATINAJERO_1 ELECTROQUIL_4 LALIBERTAD_1 CENT_IND_3 LALIBERTAD_9
LAPROPICIA_1 LAPROPICIA_2 CENT_IND_2 CENT_IND_1 LULUNCOTO_13 MILAGRO_5 LULUNCOTO_12 LULUNCOTO_11 POSORJA_5
MONAY_3 MILAGRO_6 CATAMAYO_6 MONAY_2 MILAGRO_4 MONAY_1 LALIBERTAD_10 MILAGRO_7 CATAMAYO_7
OROCAMBIO_3 BATAN_3 MIRAFLORES_10 MIRAFLORES_13 MIRAFLORES_14 MIRAFLORES_15 OROCAMBIO_4 OROMACHALA_5 BOLIVAR_1
MIRAFLORES_7 VICTORIA_II CATAMAYO_2 MIRAFLORES_22 MIRAFLORES_16 MIRAFLORES_18 MIRAFLORES_8 OROMACHALA_4 LLIGUA_1
LALIBERTAD_11 MONAY_4 CATAMAYO_10 ENRIQUEGARCIA CATAMAYO_9 RIOBAMBA SANFRANCISCO CATAMAYO_8 ATINAJERO_2
MONAY_5 PLAYAS_4 LLIGUA_2 ANIBALSANTOS_1 MONAY_6 CATAMAYO_5 LALIBERTAD_8 ANIBALSANTOS_2 SANTAROSA_3
SANTAROSA_2 SANTAROSA_1 CATAMAYO_4 ANIBALSANTOS_5 ANIBALSANTOS_3 ANIBALSANTOS_6 GZEVALLOS_TG4 MIRAFLORES_3 HIDROPAUTE
HIDROPUCARA HIDRONACION C.Marg.
Gráfico 5 En los periodos 43, 45, 48 y 50 que corresponden a los niveles de: junio-laborable-
base, junio-festivo- base, julio-laborable- base y julio-festivo- base, y en algunos otros,
el costo marginal toma el valor correspondiente al valor del agua6, pues es
precisamente durante estos meses, en donde se tienen las mayores aportaciones del
año hidrológico considerado.
Se puede verificar adicionalmente que, la variación del costo marginal que se observa
en este mismo periodo, se debe a los niveles de reserva que alcanza el embalse
Amaluza de la empresa de generación HIDROPAUTE S.A. y a las disponibilidades de las
unidades de generación que se tienen en el mismo periodo (mantenimientos de
unidades termoeléctricas importantes).
6 Una descripción detallada sobre el valor del agua se la realiza en el apartado 5.1.4
32
5.1.4. Despacho - Reservas energéticas - Valor del agua: En el Gráfico 6 y 7 se presenta el despacho de generación en conjunto con la
trayectoria energética de los embalses durante el periodo de análisis y el valor del
agua.
0
200
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1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53 55 57 59
Niveles de Carga
Pote
ncia
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]
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Res
erva
[M
Wh]
INTERCONEXION ESMERALDAS GUANGOPOLO_1 GUANGOPOLO_4 GUANGOPOLO_2 GUANGOPOLO_3 GUANGOPOLO_5 GUANGOPOLO_6 MACHALAPOWER_A
MACHALAPOWER_B TRINITARIA GHERNANDEZ_4 GHERNANDEZ_2 GHERNANDEZ_1 GHERNANDEZ_3 GHERNANDEZ_5 GHERNANDEZ_6 ELDESCANSO_2
GZEVALLOS_TV3 ELDESCANSO_4 ELDESCANSO_3 GZEVALLOS_TV2 ELDESCANSO_1 ANIBALSANTOS POWERBARGE_I MIRAFLORES_12 ELECTROQUIL_1
CENT_IND_4 ELECTROQUIL_3 ELECTROQUIL_2 MIRAFLORES_11 ATINAJERO_1 ELECTROQUIL_4 LALIBERTAD_1 CENT_IND_3 LALIBERTAD_9
LAPROPICIA_1 LAPROPICIA_2 CENT_IND_2 CENT_IND_1 LULUNCOTO_13 MILAGRO_5 LULUNCOTO_12 LULUNCOTO_11 POSORJA_5
MONAY_3 MILAGRO_6 CATAMAYO_6 MONAY_2 MILAGRO_4 MONAY_1 LALIBERTAD_10 MILAGRO_7 CATAMAYO_7
OROCAMBIO_3 BATAN_3 MIRAFLORES_10 MIRAFLORES_13 MIRAFLORES_14 MIRAFLORES_15 OROCAMBIO_4 OROMACHALA_5 BOLIVAR_1
MIRAFLORES_7 VICTORIA_II CATAMAYO_2 MIRAFLORES_22 MIRAFLORES_16 MIRAFLORES_18 MIRAFLORES_8 OROMACHALA_4 LLIGUA_1
LALIBERTAD_11 MONAY_4 CATAMAYO_10 ENRIQUEGARCIA CATAMAYO_9 RIOBAMBA SANFRANCISCO CATAMAYO_8 ATINAJERO_2
MONAY_5 PLAYAS_4 LLIGUA_2 ANIBALSANTOS_1 MONAY_6 CATAMAYO_5 LALIBERTAD_8 ANIBALSANTOS_2 SANTAROSA_3
SANTAROSA_2 SANTAROSA_1 CATAMAYO_4 ANIBALSANTOS_5 ANIBALSANTOS_3 ANIBALSANTOS_6 GZEVALLOS_TG4 MIRAFLORES_3 HIDROPAUTE
HIDROPUCARA HIDRONACION Resev-Hidropaute Reserv-Hidropucara Resrv-Hidronación
Gráfico 6
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1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53 55 57 59
Niveles de Carga
Pote
ncia
[M
W]
0
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Val.
Agu
a [U
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Wh]
INTERCONEXION ESMERALDAS GUANGOPOLO_1 GUANGOPOLO_4 GUANGOPOLO_2 GUANGOPOLO_3 GUANGOPOLO_5 GUANGOPOLO_6
MACHALAPOWER_A MACHALAPOWER_B TRINITARIA GHERNANDEZ_4 GHERNANDEZ_2 GHERNANDEZ_1 GHERNANDEZ_3 GHERNANDEZ_5
GHERNANDEZ_6 ELDESCANSO_2 GZEVALLOS_TV3 ELDESCANSO_4 ELDESCANSO_3 GZEVALLOS_TV2 ELDESCANSO_1 ANIBALSANTOS
POWERBARGE_I MIRAFLORES_12 ELECTROQUIL_1 CENT_IND_4 ELECTROQUIL_3 ELECTROQUIL_2 MIRAFLORES_11 ATINAJERO_1
ELECTROQUIL_4 LALIBERTAD_1 CENT_IND_3 LALIBERTAD_9 LAPROPICIA_1 LAPROPICIA_2 CENT_IND_2 CENT_IND_1
LULUNCOTO_13 MILAGRO_5 LULUNCOTO_12 LULUNCOTO_11 POSORJA_5 MONAY_3 MILAGRO_6 CATAMAYO_6
MONAY_2 MILAGRO_4 MONAY_1 LALIBERTAD_10 MILAGRO_7 CATAMAYO_7 OROCAMBIO_3 BATAN_3
MIRAFLORES_10 MIRAFLORES_13 MIRAFLORES_14 MIRAFLORES_15 OROCAMBIO_4 OROMACHALA_5 BOLIVAR_1 MIRAFLORES_7
VICTORIA_II CATAMAYO_2 MIRAFLORES_22 MIRAFLORES_16 MIRAFLORES_18 MIRAFLORES_8 OROMACHALA_4 LLIGUA_1
LALIBERTAD_11 MONAY_4 CATAMAYO_10 ENRIQUEGARCIA CATAMAYO_9 RIOBAMBA SANFRANCISCO CATAMAYO_8
ATINAJERO_2 MONAY_5 PLAYAS_4 LLIGUA_2 ANIBALSANTOS_1 MONAY_6 CATAMAYO_5 LALIBERTAD_8
ANIBALSANTOS_2 SANTAROSA_3 SANTAROSA_2 SANTAROSA_1 CATAMAYO_4 ANIBALSANTOS_5 ANIBALSANTOS_3 ANIBALSANTOS_6
GZEVALLOS_TG4 MIRAFLORES_3 HIDROPAUTE HIDROPUCARA HIDRONACION Val.Agua-Hidropaute Val.Agua-Hidronación Val.Agua-Hidropucara
Gráfico 7
33
Se puede apreciar que el modelo intenta optimizar durante todo el periodo de análisis,
las reservas energéticas, utilizándolas de acuerdo a los valores de demanda que debe
cubrir y las aportaciones recibidas durante el periodo de análisis. Se observa además,
que el valor del agua del embalse de HIDROPAUTE S.A. toma el valor de cero,
precisamente, durante el periodo 41 al 50, encontrándose coherencia con los
resultados antes mostrados. Tradicionalmente, al valor del agua, se lo ha definido
como la variable dual de la ecuación de balance hidráulico, y también por definición, la
variación del coste del sistema al modificar unitariamente las aportaciones en el
periodo de análisis considerado. Esta variable dual es negativa y su valor absoluto
representa lo que disminuiría el coste total si se aumentase en una unidad la cantidad
de energía hidráulica disponible. O bien, lo que aumentaría el coste si disminuyese el
agua disponible. Por tanto, en un entorno tradicional centralizado, donde el objetivo es
la minimización del coste total de generación, como corresponde al de esta tesis, el
valor del agua se define como el coste de sustitución: el del grupo térmico al que
sustituye la generación hidráulica.
En cambio, al considerar un mercado competitivo como el descrito en 2.4, esta
definición de valor del agua pierde su sentido, puesto que ya no es un operador
centralizado el que está planificando la explotación del sistema. Cada empresa opera
sus recursos hidráulicos intentando maximizar su propio beneficio, por lo que el valor
del agua debe definirse teniendo en cuenta esta nueva situación. Como valor
empresarial, el agua se define como la variación del beneficio de una empresa respecto
a la cantidad de energía hidráulica disponible. Es decir, cuánto varía el beneficio de la
empresa si se varía unitariamente la disponibilidad de agua.
5.1.5. Requerimientos de combustible – Energías : Los requerimientos de los diferentes combustibles que se obtienen del modelo para
este caso, así como las energías despachadas de las unidades de generación, se
pueden apreciar en el Anexo 1.
34
5.2. Escenarios: Para analizar el comportamiento del modelo, se realizaron 5 escenarios: el primero, en
condiciones similares que el caso base, pero se asume que se produce una
indisponibilidad de la unidad de mayor capacidad (Trinitaria, 131.4 MW); el segundo,
considera el caso base, sin la Interconexión con Colombia a 230 kV (200 MW, en horas
de punta y 220 MW, el resto de horas), el tercero, asumiendo la indisponibilidad de la
unidad a vapor de mayor capacidad (Trinitaria, 131.4 MW) y de la Interconexión con
Colombia a 230 kV, el cuarto; considerando las aportaciones a los embalses modelados
con una probabilidad de ocurrencia del 90% y finalmente el quinto; considerando el
caso base y una probabilidad de ocurrencia en las aportaciones del 10%. Las
indisponibilidades se asumen que ocurrirían para todos los meses del período de
análisis.
5.2.1. Despachos y Costo Marginal: En el Gráfico 8 se puede apreciar el despacho de generación que efectúa el modelo, en
conjunto con los costos marginales obtenidos ante la ausencia de la central Trinitaria
(Escenario 1), cada unidad de generación, se representa con un color diferente y se
han agregado sus valores de potencia. En el eje de las abscisas, se representa
cronológicamente los distintos meses del periodo de análisis, con los correspondientes
niveles de carga, en el mismo orden que se indicó en 5.1.1
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Niveles de Carga
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]
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SD/M
Wh]
INTERCONEXION ESMERALDAS GUANGOPOLO_1 GUANGOPOLO_4 GUANGOPOLO_2 GUANGOPOLO_3 GUANGOPOLO_5 GUANGOPOLO_6 MACHALAPOWER_A
MACHALAPOWER_B TRINITARIA GHERNANDEZ_4 GHERNANDEZ_2 GHERNANDEZ_1 GHERNANDEZ_3 GHERNANDEZ_5 GHERNANDEZ_6 ELDESCANSO_2
GZEVALLOS_TV3 ELDESCANSO_4 ELDESCANSO_3 GZEVALLOS_TV2 ELDESCANSO_1 ANIBALSANTOS POWERBARGE_I MIRAFLORES_12 ELECTROQUIL_1
CENT_IND_4 ELECTROQUIL_3 ELECTROQUIL_2 MIRAFLORES_11 ATINAJERO_1 ELECTROQUIL_4 LALIBERTAD_1 CENT_IND_3 LALIBERTAD_9
LAPROPICIA_1 LAPROPICIA_2 CENT_IND_2 CENT_IND_1 LULUNCOTO_13 MILAGRO_5 LULUNCOTO_12 LULUNCOTO_11 POSORJA_5
MONAY_3 MILAGRO_6 CATAMAYO_6 MONAY_2 MILAGRO_4 MONAY_1 LALIBERTAD_10 MILAGRO_7 CATAMAYO_7
OROCAMBIO_3 BATAN_3 MIRAFLORES_10 MIRAFLORES_13 MIRAFLORES_14 MIRAFLORES_15 OROCAMBIO_4 OROMACHALA_5 BOLIVAR_1
MIRAFLORES_7 VICTORIA_II CATAMAYO_2 MIRAFLORES_22 MIRAFLORES_16 MIRAFLORES_18 MIRAFLORES_8 OROMACHALA_4 LLIGUA_1
LALIBERTAD_11 MONAY_4 CATAMAYO_10 ENRIQUEGARCIA CATAMAYO_9 RIOBAMBA SANFRANCISCO CATAMAYO_8 ATINAJERO_2
MONAY_5 PLAYAS_4 LLIGUA_2 ANIBALSANTOS_1 MONAY_6 CATAMAYO_5 LALIBERTAD_8 ANIBALSANTOS_2 SANTAROSA_3
SANTAROSA_2 SANTAROSA_1 CATAMAYO_4 ANIBALSANTOS_5 ANIBALSANTOS_3 ANIBALSANTOS_6 GZEVALLOS_TG4 MIRAFLORES_3 HIDROPAUTE
HIDROPUCARA HIDRONACION C.Marg.
Gráfico 8
35
Se puede verificar que el modelo utiliza, como se esperaba, unidades de generación
adicionales y menos económicas para el cubrimiento de la demanda ante la ausencia
de la central Trinitaria, lo cual como se observa, repercute en el costo marginal del
sistema a lo largo del periodo de análisis.
Con la Interconexión con Colombia indisponible (escenario 2), Gráfico 9, el modelo
despacha nuevas unidades termoeléctricas, encareciendo nuevamente el costo
marginal del sistema.
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Niveles de Carga
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]
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C. M
arg.
[U
SD/M
Wh]
INTERCONEXION ESMERALDAS GUANGOPOLO_1 GUANGOPOLO_4 GUANGOPOLO_2 GUANGOPOLO_3 GUANGOPOLO_5 GUANGOPOLO_6 MACHALAPOWER_A
MACHALAPOWER_B TRINITARIA GHERNANDEZ_4 GHERNANDEZ_2 GHERNANDEZ_1 GHERNANDEZ_3 GHERNANDEZ_5 GHERNANDEZ_6 ELDESCANSO_2
GZEVALLOS_TV3 ELDESCANSO_4 ELDESCANSO_3 GZEVALLOS_TV2 ELDESCANSO_1 ANIBALSANTOS POWERBARGE_I MIRAFLORES_12 ELECTROQUIL_1
CENT_IND_4 ELECTROQUIL_3 ELECTROQUIL_2 MIRAFLORES_11 ATINAJERO_1 ELECTROQUIL_4 LALIBERTAD_1 CENT_IND_3 LALIBERTAD_9
LAPROPICIA_1 LAPROPICIA_2 CENT_IND_2 CENT_IND_1 LULUNCOTO_13 MILAGRO_5 LULUNCOTO_12 LULUNCOTO_11 POSORJA_5
MONAY_3 MILAGRO_6 CATAMAYO_6 MONAY_2 MILAGRO_4 MONAY_1 LALIBERTAD_10 MILAGRO_7 CATAMAYO_7
OROCAMBIO_3 BATAN_3 MIRAFLORES_10 MIRAFLORES_13 MIRAFLORES_14 MIRAFLORES_15 OROCAMBIO_4 OROMACHALA_5 BOLIVAR_1
MIRAFLORES_7 VICTORIA_II CATAMAYO_2 MIRAFLORES_22 MIRAFLORES_16 MIRAFLORES_18 MIRAFLORES_8 OROMACHALA_4 LLIGUA_1
LALIBERTAD_11 MONAY_4 CATAMAYO_10 ENRIQUEGARCIA CATAMAYO_9 RIOBAMBA SANFRANCISCO CATAMAYO_8 ATINAJERO_2
MONAY_5 PLAYAS_4 LLIGUA_2 ANIBALSANTOS_1 MONAY_6 CATAMAYO_5 LALIBERTAD_8 ANIBALSANTOS_2 SANTAROSA_3
SANTAROSA_2 SANTAROSA_1 CATAMAYO_4 ANIBALSANTOS_5 ANIBALSANTOS_3 ANIBALSANTOS_6 GZEVALLOS_TG4 MIRAFLORES_3 HIDROPAUTE
HIDROPUCARA HIDRONACION C.Marg.
Gráfico 9
De lo análisis realizados para los escenarios 1 y 2 se observa adicionalmente que, ante
la presencia de estas contingencias los márgenes de reserva energética son inferiores
con respecto al caso base, no obstante, no se presentan problemas en el
abastecimiento.
Cuando se estudia la probabilidad de que se presenten las dos contingencias anteriores
a la vez, Escenario 3, es decir la indisponibilidad de la unidad a vapor de mayor
capacidad (Trinitaria) y de la Interconexión con Colombia a 230 kV, se puede apreciar,
Gráfico 10, un aumento generalizado en el costo marginal del sistema.
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Niveles de Carga
Pote
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INTERCONEXION ESMERALDAS GUANGOPOLO_1 GUANGOPOLO_4 GUANGOPOLO_2 GUANGOPOLO_3 GUANGOPOLO_5 GUANGOPOLO_6 MACHALAPOWER_A
MACHALAPOWER_B TRINITARIA GHERNANDEZ_4 GHERNANDEZ_2 GHERNANDEZ_1 GHERNANDEZ_3 GHERNANDEZ_5 GHERNANDEZ_6 ELDESCANSO_2
GZEVALLOS_TV3 ELDESCANSO_4 ELDESCANSO_3 GZEVALLOS_TV2 ELDESCANSO_1 ANIBALSANTOS POWERBARGE_I MIRAFLORES_12 ELECTROQUIL_1
CENT_IND_4 ELECTROQUIL_3 ELECTROQUIL_2 MIRAFLORES_11 ATINAJERO_1 ELECTROQUIL_4 LALIBERTAD_1 CENT_IND_3 LALIBERTAD_9
LAPROPICIA_1 LAPROPICIA_2 CENT_IND_2 CENT_IND_1 LULUNCOTO_13 MILAGRO_5 LULUNCOTO_12 LULUNCOTO_11 POSORJA_5
MONAY_3 MILAGRO_6 CATAMAYO_6 MONAY_2 MILAGRO_4 MONAY_1 LALIBERTAD_10 MILAGRO_7 CATAMAYO_7
OROCAMBIO_3 BATAN_3 MIRAFLORES_10 MIRAFLORES_13 MIRAFLORES_14 MIRAFLORES_15 OROCAMBIO_4 OROMACHALA_5 BOLIVAR_1
MIRAFLORES_7 VICTORIA_II CATAMAYO_2 MIRAFLORES_22 MIRAFLORES_16 MIRAFLORES_18 MIRAFLORES_8 OROMACHALA_4 LLIGUA_1
LALIBERTAD_11 MONAY_4 CATAMAYO_10 ENRIQUEGARCIA CATAMAYO_9 RIOBAMBA SANFRANCISCO CATAMAYO_8 ATINAJERO_2
MONAY_5 PLAYAS_4 LLIGUA_2 ANIBALSANTOS_1 MONAY_6 CATAMAYO_5 LALIBERTAD_8 ANIBALSANTOS_2 SANTAROSA_3
SANTAROSA_2 SANTAROSA_1 CATAMAYO_4 ANIBALSANTOS_5 ANIBALSANTOS_3 ANIBALSANTOS_6 GZEVALLOS_TG4 MIRAFLORES_3 HIDROPAUTE
HIDROPUCARA HIDRONACION C.Marg.
Gráfico 10
Para los Escenarios 4 y 5 (aportaciones a los embalses modelados, con una
probabilidad de ocurrencia del 90% y 10%) en los cuales se ha modificado únicamente
con respecto al caso base, las aportaciones, al considerando un año hidrológico seco y
uno lluvioso respectivamente, se puede apreciar que el modelo, contando
precisamente con mas o menos aportaciones según el caso; optimiza el uso de los
recursos energéticos a lo largo del periodo de análisis, observándose
fundamentalmente como en cada caso el modelo ‘decide’ hacer uso de diferente
manera de los recursos energéticos de HIDROPAUTE S.A.. Lo anterior, afectando
evidentemente, los precios marginales del sistema en uno u otro caso, como se puede
apreciar en los Gráficos 11 y 12.
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INTERCONEXION ESMERALDAS GUANGOPOLO_1 GUANGOPOLO_4 GUANGOPOLO_2 GUANGOPOLO_3 GUANGOPOLO_5 GUANGOPOLO_6 MACHALAPOWER_A
MACHALAPOWER_B TRINITARIA GHERNANDEZ_4 GHERNANDEZ_2 GHERNANDEZ_1 GHERNANDEZ_3 GHERNANDEZ_5 GHERNANDEZ_6 ELDESCANSO_2
GZEVALLOS_TV3 ELDESCANSO_4 ELDESCANSO_3 GZEVALLOS_TV2 ELDESCANSO_1 ANIBALSANTOS POWERBARGE_I MIRAFLORES_12 ELECTROQUIL_1
CENT_IND_4 ELECTROQUIL_3 ELECTROQUIL_2 MIRAFLORES_11 ATINAJERO_1 ELECTROQUIL_4 LALIBERTAD_1 CENT_IND_3 LALIBERTAD_9
LAPROPICIA_1 LAPROPICIA_2 CENT_IND_2 CENT_IND_1 LULUNCOTO_13 MILAGRO_5 LULUNCOTO_12 LULUNCOTO_11 POSORJA_5
MONAY_3 MILAGRO_6 CATAMAYO_6 MONAY_2 MILAGRO_4 MONAY_1 LALIBERTAD_10 MILAGRO_7 CATAMAYO_7
OROCAMBIO_3 BATAN_3 MIRAFLORES_10 MIRAFLORES_13 MIRAFLORES_14 MIRAFLORES_15 OROCAMBIO_4 OROMACHALA_5 BOLIVAR_1
MIRAFLORES_7 VICTORIA_II CATAMAYO_2 MIRAFLORES_22 MIRAFLORES_16 MIRAFLORES_18 MIRAFLORES_8 OROMACHALA_4 LLIGUA_1
LALIBERTAD_11 MONAY_4 CATAMAYO_10 ENRIQUEGARCIA CATAMAYO_9 RIOBAMBA SANFRANCISCO CATAMAYO_8 ATINAJERO_2
MONAY_5 PLAYAS_4 LLIGUA_2 ANIBALSANTOS_1 MONAY_6 CATAMAYO_5 LALIBERTAD_8 ANIBALSANTOS_2 SANTAROSA_3
SANTAROSA_2 SANTAROSA_1 CATAMAYO_4 ANIBALSANTOS_5 ANIBALSANTOS_3 ANIBALSANTOS_6 GZEVALLOS_TG4 MIRAFLORES_3 HIDROPAUTE
HIDROPUCARA HIDRONACION C.Marg.
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Niveles de Carga
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SD/M
Wh]
INTERCONEXION ESMERALDAS GUANGOPOLO_1 GUANGOPOLO_4 GUANGOPOLO_2 GUANGOPOLO_3 GUANGOPOLO_5 GUANGOPOLO_6 MACHALAPOWER_A
MACHALAPOWER_B TRINITARIA GHERNANDEZ_4 GHERNANDEZ_2 GHERNANDEZ_1 GHERNANDEZ_3 GHERNANDEZ_5 GHERNANDEZ_6 ELDESCANSO_2
GZEVALLOS_TV3 ELDESCANSO_4 ELDESCANSO_3 GZEVALLOS_TV2 ELDESCANSO_1 ANIBALSANTOS POWERBARGE_I MIRAFLORES_12 ELECTROQUIL_1
CENT_IND_4 ELECTROQUIL_3 ELECTROQUIL_2 MIRAFLORES_11 ATINAJERO_1 ELECTROQUIL_4 LALIBERTAD_1 CENT_IND_3 LALIBERTAD_9
LAPROPICIA_1 LAPROPICIA_2 CENT_IND_2 CENT_IND_1 LULUNCOTO_13 MILAGRO_5 LULUNCOTO_12 LULUNCOTO_11 POSORJA_5
MONAY_3 MILAGRO_6 CATAMAYO_6 MONAY_2 MILAGRO_4 MONAY_1 LALIBERTAD_10 MILAGRO_7 CATAMAYO_7
OROCAMBIO_3 BATAN_3 MIRAFLORES_10 MIRAFLORES_13 MIRAFLORES_14 MIRAFLORES_15 OROCAMBIO_4 OROMACHALA_5 BOLIVAR_1
MIRAFLORES_7 VICTORIA_II CATAMAYO_2 MIRAFLORES_22 MIRAFLORES_16 MIRAFLORES_18 MIRAFLORES_8 OROMACHALA_4 LLIGUA_1
LALIBERTAD_11 MONAY_4 CATAMAYO_10 ENRIQUEGARCIA CATAMAYO_9 RIOBAMBA SANFRANCISCO CATAMAYO_8 ATINAJERO_2
MONAY_5 PLAYAS_4 LLIGUA_2 ANIBALSANTOS_1 MONAY_6 CATAMAYO_5 LALIBERTAD_8 ANIBALSANTOS_2 SANTAROSA_3
SANTAROSA_2 SANTAROSA_1 CATAMAYO_4 ANIBALSANTOS_5 ANIBALSANTOS_3 ANIBALSANTOS_6 GZEVALLOS_TG4 MIRAFLORES_3 HIDROPAUTE
HIDROPUCARA HIDRONACION C.Marg.
Gráfico 11
Gráfico 12
38
5.2.2. Precios de energía: En el Gráfico 13, se indica el costo marginal en valor promedio mensual, del caso base
y de los escenarios que consideran la indisponibilidad de la centra térmica mas grande
del sistema y de la interconexión con Colombia, es decir Escenarios 1, 2 y 3 que se
describieron anteriormente. Se observa de manera general, que los costos marginales
del sistema se incrementan de acuerdo a la gravedad de la contingencia.
Costo Marginal-Mensual
0
10
20
30
40
50
60
70
80
C. M
argi
nal [
USD
/MW
h]
C.Marg. GAMS-Escenario 3 C. Marg. GAMS-Caso Base C. Marg. GAMS-Escenario1 C. Marg. GAMS-Escenario2
C.Marg. GAMS-Escenario 3 72.43 72.43 68.398 72.43 72.43 68.22 66.59 69.504 55.694 55.702 66.794 63.084
C. Marg. GAMS-Caso Base 55.17 55.17 54.21 55.17 55.17 53.97 53.97 44.284 32.894 44.318 45.914 43.988
C. Marg. GAMS-Escenario1 64.67 64.67 64.67 69.504 64.67 53.97 53.97 46.234 53.69 49.004 52.974 45.992
C. Marg. GAMS-Escenario2 68.22 68.22 68.22 68.22 68.22 68.22 64.22 60.944 54.38 50.478 60.92 53.946
Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre
Gráfico 13 Por otra parte, en el Gráfico 14, se puede apreciar el costo marginal promedio
mensual, para el caso base y los escenarios con diferentes aportaciones hidrológicas,
año seco, escenario 4 y año lluvioso, escenario 5. El impacto sobre los costos
marginales como se aprecia, es un incremento -en referencia al caso base- al
considerar la probabilidad de ocurrencia de un año seco; el efecto contrario se observa
para un año lluvioso.
39
Costo Marginal-Mensual
0
10
20
30
40
50
60
70C
. Mar
gina
l [U
SD/M
Wh]
C.Marg. GAMS-Escenario 5 C. Marg. GAMS-Caso Base C. Marg. GAMS-Escenario4
C.Marg. GAMS-Escenario 5 43.988 43.988 44.284 46 29.612 32.258 29.738 28.562 24.112 35.536 28.554 28.554
C. Marg. GAMS-Caso Base 55.17 55.17 54.21 55.17 55.17 53.97 53.97 44.284 32.894 44.318 45.914 43.988
C. Marg. GAMS-Escenario4 66.59 66.59 66.59 66.59 66.59 66.59 55.17 53.97 47.418 49.296 53.97 53.97
Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre
Gráfico 14 5.2.3. Costo de Explotación del Sistema: Finalmente, en el Gráfico 15, se puede apreciar el costo de explotación del sistema en
los distintos escenarios analizados.
232 307
239 082
268 277
282 886
324 097
149 049
0 50000 100000 150000 200000 250000 300000 350000
Miles de USD
Caso Base
Escenario 1
Escenario 2
Escenario 3
Escenario 4
Escenario 5
COSTE DE EXPLOTACION DEL SISTEMA EN LOS DIFERENTES ESCENARIOS
Gráfico 15
40
En la Tabla 7 se puede apreciar los valores y las variaciones porcentuales que toma la función objetivo en cada caso.
CasosValor de la
Función Objetivo [USD]
Variación Porcentual [%]
Caso Base 232 307 000 0.00%Escenario 1 239 082 000 2.92%Escenario 2 268 277 000 15.48%Escenario 3 282 886 000 21.77%Escenario 4 324 097 000 39.51%Escenario 5 149 049 000 -35.84%
Tabla 7
41
6. CONCLUSIONES Tanto en un mercado de energía eléctrica como el ecuatoriano, que puede ser
calificado como un mercado en proceso de transición del marco tradicional al de
competencia, como en un mercado competitivo, los costes marginales de mercado e
ingresos constituyen para una empresa de generación, señales importantes para su
operación. En concreto, el conocimiento de los ingresos y costes marginales resulta
fundamental a la hora de establecer posiciones a medio y largo plazo. De los análisis
efectuados, se puede concluir que el modelo desarrollado en esta tesis, constituye de
manera razonable, un modelo de explotación de medio plazo, capaz de ser utilizado
como herramienta a la hora de la planificación económica de presupuestos y la
planificación de la operación de las empresas del sector eléctrico ecuatoriano.
El modelo, no obstante, puede ser refinado para alcanzar un nivel avanzado de interfaz
con el usuario, como hojas de cálculo y bases de datos, y de esta manera facilitar el
análisis de los resultados.
El modelo presenta la desventaja importante de un tratamiento determinista de la
aleatoriedad de algunas variables como la demanda y las aportaciones, sin embargo, si
se cuenta con información estadística es posible plantear distintos escenarios de
análisis como son los escenarios 4 y 5 que se describen en este documento.
Finalmente, el modelo puede servir de referencia cuando el mercado ecuatoriano en
algún momento evolucione hacia un mercado mas competitivo, es decir, cuando la
explotación de la generación ya no este basada en decisiones centralizadas, sino en el
resultado de las decisiones de los diferentes agentes. Si bien es cierto, los sectores
eléctricos basados en libre competencia se caracterizan por un fuerte incremento de la
responsabilidad de las empresas y consumidores, dichos modelos, deben caracterizar
correctamente el comportamiento de todos los agentes implicados (operador del
sistema y mercado, demanda y empresas) mientras modelan el sistema eléctrico con
las mismas restricciones técnicas que los modelos tradicionales.
42
7. BIBLIOGRAFÍA [JIPA _03] Pérez-Arriaga José Ignacio, “ Fundamentos teóricos de la nueva regulación eléctrica” [VEN_01] Ventosa Mariano, “Modelado de la explotación de la generación en mercados eléctricos liberalizados mediante el problema complementario”, Tesis doctoral, Universidad Pontifica Comillas, Escuela Técnica Superior de Ingeniería (ICAI), Madrid [VEN_02] Ventosa Mariano, Relaño Gregorio. “ La empresa de generación ante los mercados eléctricos” Anales de Mecánica y Electricidad. [VEN_03] Ventosa Mariano, “Funciones y modelos de planificación de sistemas de energía eléctrica” notas de clase del Master en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico 2003-2004. [VEN_04] Ventosa Mariano, “ Fundamentos económicos de la regulación y modelos de mercado” Apuntes del Master en Gestión Técnica y Económica del Sector Eléctrico 2003-2004. [LOBA_02] Lobato Enrique, “Gestión centralizada de restricciones técnicas en mercados de energía eléctrica. aplicación al caso español” Tesis doctoral, Universidad Pontifica Comillas, Escuela Técnica Superior de Ingeniería (ICAI), Madrid [GAR_01] García González J , “Optimización de la explotación en el corto plazo y elaboración de ofertas en un sistema eléctrico liberalizado. Naturaleza del problema y métodos de solución” Tesis doctoral, Universidad Pontificia Comillas, Escuela Técnica Superior de Ingeniería (ICAI), Madrid. [BAI_01] Baillo A., Ventosa M., Rivier M., Ramos A., “Strategic Bidding under Uncertainty in a Competitive Electricity Market”, 6th International Conference on Probabilistic Methods Applied to Power Systems, Madeira, Portugal. [GAMS_98] Brooke A., Kendrick D., Meeraus A., Raman R. “GAMS A USER'S GUIDE” GAMS Development Corporation, 1998 [CENA_ 03] Centro Nacional de Control de Energía CENACE, “Plan de Operación del MEM Octubre 2003 – Septiembre 2004, 2003. [GOSL_98] GAMS Development Corporation “GAMS/OSL” http:// www.gams.com
43
44
ANEXOS
45
46
ANEXO 1: MODELO DE EXPLOTACION A MEDIO PLAZO DEL MERCADO ELECTRICO ECUATORIANO: CASO BASE
En este anexo se presentan todos lo ficheros en lenguaje GAMS, que componen el
modelo, mostrando además, los datos y resultados asociados al caso base.
47
• CODIGO EN LENGUAJE GAMS DEL MODELO
$Title Modelo de Medio Plazo del Mercado Eléctrico Ecuatoriano
$ontext
Autor: Klever Quizhpe
Director: Mariano Ventosa
Este modelo ha sido desarrollado como proyecto de tesis para el Máster en Gestión Técnica
y Económica en el Sector Eléctrico que imparte la Universidad Pontificia Comillas.
Febrero 2005
$offtext
* Declaración de índices
SETS
mes Meses
/Octubre
Noviembre
Diciembre
Enero
Febrero
48
Marzo
Abril
Mayo
Junio
Julio
Agosto
Septiembre/
dia Día
/Laborable, Festivo/
nivel Niveles de carga o bandas horarias
/punta, media, base/
g Generadores
* Declaración de conjuntos dinámicos
t(g) Generadores térmicos
h(g) Generadores hidráulicos
* Declaración de parámetros
49
PARAMETERS
d(mes,dia,nivel) Demanda de generación [MW]
a(mes,dia,nivel) Duración del nivel [h]
cvp(g) Costo Variable de Producción [USD por MWh]
pmax(mes,g) Potencia máxima bruta del generador g considerando los mantenimientos Oct03-Sep04 y la tasa de salidas forzadas [MW]
pmin(g) Potencia mínima bruta del generador g [MW]
rend(g) Rendimiento del generador g [KWh-Gal]
wmax(g) Nivel máximo de reserva del embalse del generador g [MWh]
wmin(g) Nivel mínimo de reserva del embalse del generador g [MWh]
i(mes,g) Aportaciones recibidas por el embalse del generador g en cada mes [MWh]
w0(g) Nivel inicial de reserva del embalse del generador g [MWh]
pflu(mes) Potencia de las centrales fluyentes para cada mes [MW]
pminmes(mes,g) Potencia mínima considerando mantenimientos en cada mes [MW], parámetro calculado vía código
* Declaración de variables
VARIABLES
FOBJ Valor de la función objetivo
POSITIVE VARIABLES
p(mes,dia,nivel,g) Potencia entregada por el generador g [MW]
p1(mes,dia,nivel,g) Potencia entregada por el generador g por encima del mínimo técnico [MW]
e(mes,dia,nivel,g) Energía entregada por cada generador g [MWh]
w(mes,g) Energía almacenada en el embalse del generador g al final de cada mes [MWh]
50
wver(mes,g) Energía vertida en los embalses en cada mes [MWh]
gal(mes,dia,nivel,g) Requerimentos de combustible [miles de galones]
BINARY VARIABLE
u(mes,dia,g) Variable binaria de acoplamiento de unidades térmicas
EQUATIONS
E_FOBJ Función objetivo
E_DMND(mes,dia,nivel) Cobertura de la demanda
E_PMAXT(mes,dia,nivel,g) Potencia máxima de grupo térmico
E_PMINT(mes,dia,nivel,g) Potencia mínima de grupo térmico
E_RSRVH(mes,g) Evolución de las reservas g
E_ENERGIA(mes,dia,nivel,g) Energía de cada generador
E_galo(mes,dia,nivel,g) Requerimientos de combustible
;
* Formulación de las ecuaciones
E_FOBJ ..
FOBJ =E= SUM[t, SUM[(mes,dia), SUM[nivel, a(mes,dia,nivel)* cvp(t)* p(mes,dia,nivel,t)]]];
E_DMND(mes,dia,nivel) $ [d(mes,dia,nivel)] ..
a(mes,dia,nivel) * [SUM[t, p(mes,dia,nivel,t)] + SUM[h, p(mes,dia,nivel,h)]] =E=
51
a(mes,dia,nivel) * [d(mes,dia,nivel) - pflu(mes)];
E_PMAXT(mes,dia,nivel,t) ..
p(mes,dia,nivel,t) =E= pminmes(mes,t)* u(mes,dia,t)+ p1(mes,dia,nivel,t);
E_PMINT(mes,dia,nivel,t) ..
p1(mes,dia,nivel,t) =L= [pmax(mes,t) - pminmes(mes,t)] * u(mes,dia,t);
E_ENERGIA(mes,dia,nivel,g) ..
e(mes,dia,nivel,g) =E= p(mes,dia,nivel,g)* a(mes,dia,nivel)/1000;
E_RSRVH(mes,h) ..
w(mes,h)+ wver(mes,h)+ SUM[(dia,nivel), a(mes,dia,nivel) * p(mes,dia,nivel,h)] =E=
w(mes-1,h)$ [ORD(mes) > 1] +
w0(h)$ [ORD(mes) = 1] +
i(mes,h);
E_galo(mes,dia,nivel,t) ..
gal(mes,dia,nivel,t) =E= e(mes,dia,nivel,t)/rend(t);
52
MODEL Tesis
/
E_FOBJ
E_DMND
E_PMAXT
E_ENERGIA
E_RSRVH
E_PMINT
E_galo
/
;
* Leemos los datos caso base
$include datos de entrada CASO BASE.txt
Datos Escenario 1: indisponible todo el periodo la unidad termoeléctrica mas grande del sistema TRINITARIA
*$include datos de entrada ESCENARIO 1.txt
*Datos Escenario 2: indisponible todo el periodo la Interconexión con Colombia
*$include datos de entrada ESCENARIO 2.txt
*Datos Escenario 3: indisponible todo el periodo la Interconexión con Colombia y TRINITARIA
*$include datos de entrada ESCENARIO 3.txt
*Datos Escenario 4: CASO BASE- CON APORTACIONES DE LAS CENTRALES DE EMBALSE CON UNA PROBABILIDAD DEL 90% AÑO SECO
*$include datos de entrada ESCENARIO 4.txt
53
*Datos Escenario 5: CASO BASE- CON APORTACIONES DE LAS CENTRALES DE EMBALSE CON UNA PROBABILIDAD DEL 10% AÑO LLUVIOSO
$include datos de entrada ESCENARIO 5.txt
* sets dinámicos
t(g) $ [cvp(g)] = YES;
h(g) $ [NOT [cvp(g)]] = YES;
* Cotas de las variables
p.up(mes,dia,nivel,h) = pmax(mes,h);
w.up(mes,h) = wmax(h);
w.lo(mes,h) = wmin(h);
****RESERVAS********
*Reserva para Regulación Secundaria de Frecuencia, la realiza, únicamente HIDROPAUTE
p.up(mes,dia,nivel,'HIDROPAUTE')=[pmax(mes,'HIDROPAUTE')*(1-0.02)];
*Reserva para Regulación Primaria de Frecuencia, la realizan todas las unidades
pmax(mes,t)= pmax(mes,t)*(1-0.019);
*Cálculo del parámetro pminmes(mes,t), vía código
pminmes(mes,t)= pmin(t) $ [pmax(mes,t) > pmin(t)]+ pmax(mes,t)$[pmin(t)>= pmax(mes,t)];
54
*************RESTRICCIONES MODELO MIP****************************************************
*La política de medio plazo es despachar las unidades de vapor a la mínima potencia mientras estén disponibles
p.lo(mes,dia,nivel,'ESMERALDAS')= pminmes(mes,'ESMERALDAS');
p.lo(mes,dia,nivel,'TRINITARIA')= pminmes(mes,'TRINITARIA');
p.lo(mes,dia,nivel,'GZEVALLOS_TV3')= pminmes(mes,'GZEVALLOS_TV3');
*Se incluye la unidad ATINAJERO U1 en los periodos donde están indisponibles por mantenimiento las unidades de vapor, sector EL SALITRAL
p.lo(mes,dia,nivel,'GZEVALLOS_TV2')= pminmes(mes,'GZEVALLOS_TV2');
p.lo('Julio','laborable','media','ATINAJERO_1')= pminmes('Julio','ATINAJERO_1');
p.lo('Agosto','laborable','media','ATINAJERO_1')= pminmes('Agosto','ATINAJERO_1');
p.lo(mes,dia,nivel,'ANIBALSANTOS')= pminmes(mes,'ANIBALSANTOS');
p.lo('Junio','laborable','media','ATINAJERO_1')= pminmes('Junio','ATINAJERO_1');
p.lo(mes,dia,nivel,'POWERBARGE_I')= pminmes(mes,'POWERBARGE_I');
*Generación obligatoria, forzada o inflexible por Voltajes - Generadores Sincronos zona Santa Rosa
p.lo(mes,'laborable','punta','SANTAROSA_3')= pminmes(mes,'SANTAROSA_3');
55
*Zona Loja- Unidades Catamayo, se necesitan 3 unidades en punta-laborables y 2 en festivos.
p.lo(mes,dia,'punta','CATAMAYO_6')= pmax(mes,'CATAMAYO_6');
p.lo(mes,dia,'punta','CATAMAYO_7')= pmax(mes,'CATAMAYO_7');
p.lo(mes,'laborable','punta','CATAMAYO_2')= pmax(mes,'CATAMAYO_2');
p.lo('Abril',dia,'punta','CATAMAYO_10')= pmax('abril','CATAMAYO_10');
p.lo('Mayo',dia,'punta','CATAMAYO_10')= pmax('Mayo','CATAMAYO_10');
p.lo('Octubre',dia,'punta','CATAMAYO_10')= pmax('octubre','CATAMAYO_10');
p.lo('Noviembre',dia,'punta','CATAMAYO_10')= pmax('noviembre','CATAMAYO_10');
p.lo('Diciembre',dia,'punta','CATAMAYO_10')= pmax('diciembre','CATAMAYO_10');
p.lo('Julio',dia,'punta','CATAMAYO_10')= pmax('julio','CATAMAYO_10');
p.lo('Agosto',dia,'punta','CATAMAYO_10')= pmax('agosto','CATAMAYO_10');
p.lo('Abril','laborable','punta','CATAMAYO_8')= pmax('abril','CATAMAYO_8');
p.lo('Marzo','laborable','punta','CATAMAYO_8')= pmax('marzo','CATAMAYO_8');
*Zona Peninsula de Santa Elena
p.lo(mes,dia,'punta','LALIBERTAD_9')= pmax(mes,'LALIBERTAD_9');
p.lo('junio',dia,'punta','LALIBERTAD_1')= pmax('junio','LALIBERTAD_1');
56
*La interconexión con Colombia puede transferir únicamente su potencia máxima en demanda media y base y la mínima en punta
p.up(mes,dia,'punta','INTERCONEXION')= pminmes(mes,'INTERCONEXION');
* Opciones de ejecución:
* Selección del optimizador para resolución con variables binarias
OPTION LP = osl2;
OPTION MIP = osl2;
OPTION ITERLIM = 100000;
OPTION RMIP= osl2;
* Resolvemos el problema
SOLVE Tesis USING MIP MINIMIZE FOBJ;
option p :2
DISPLAY fobj.l, E_DMND.M, e.l, w.l, p.l;
57
*********ARCHIVOS DE RESULTADOS***************
*Escribimos los resultados de potencia
file Potencia /Potencia.dat/;
Potencia.pw = 5000;
put Potencia;
put 'PRODUCCION DE UNIDADES [MW]'/
put '':15, 'COSTO DE PRODUCCION':30 , FOBJ.l:10:12,
@1#5, 'PRODUCCION'/;
put '':30;
LOOP(t,
PUT 'Potencia':20;
);
LOOP(h,
PUT 'Potencia':20;
);
LOOP(h $ wmax(h),
PUT 'Reserva':20;
);
LOOP(h $ wmax(h),
PUT 'Val agua':20;
);
58
PUT /;
PUT '':30;
LOOP(t,
PUT t.TL:20;
);
LOOP(h,
PUT h.TL:20;
);
LOOP(h $ wmax(h),
PUT h.TL:20;
);
LOOP(h $ wmax(h),
PUT h.TL:20;
);
PUT 'C. Marg.':20;
PUT /;
PUT '':30;
LOOP(t,
PUT 'MW':20;
);
59
LOOP(h,
PUT 'MW':20;
);
LOOP(h $ wmax(h),
PUT 'MWh':20;
);
LOOP(h $ wmax(h),
PUT 'Dolares/MWh':20;
);
PUT 'Dolares/MWh':20;
PUT /;
loop(mes,
loop(dia,
loop(nivel,
if(d(mes,dia,nivel)>0,
put mes.tl:10;
put dia.tl:10;
put nivel.tl:10;
loop(t,
put p.l(mes,dia,nivel,t):20:2;
);
60
loop(h,
put p.l(mes,dia,nivel,h):20:2;
);
loop(h $ wmax(h),
put w.l(mes,h):20:2;
);
loop(h $ wmax(h),
put[-E_RSRVH.m(mes,h)]:20:2;
);
put E_DMND.m(mes,dia,nivel):20:2;
put /;
);
);
);
);
put /;
put /;
*Escribimos en un archivo los resultados de energía
file Energia /Energia.dat/;
Energia.pw = 5000;
put Energia;
61
put 'PRODUCCION DE UNIDADES [MWh]'/
put '':15, 'COSTO DE PRODUCCION':30 , FOBJ.l:10:12,
@1#5, 'ENERGIA'/;
put '':30;
LOOP(t,
PUT 'Energia':20;
);
LOOP(h,
PUT 'Energia':20;
);
LOOP(h $ wmax(h),
PUT 'Reserva':20;
);
LOOP(h $ wmax(h),
PUT 'Val agua':20;
);
PUT /;
PUT '':30;
LOOP(t,
PUT t.TL:20;
);
LOOP(h,
62
PUT h.TL:20;
);
LOOP(h $ wmax(h),
PUT h.TL:20;
);
LOOP(h $ wmax(h),
PUT h.TL:20;
);
PUT 'C. Marg.':20;
PUT /;
PUT '':30;
LOOP(t,
PUT 'GWh':20;
);
LOOP(h,
PUT 'GWh':20;
);
LOOP(h $ wmax(h),
PUT 'GWh':20;
);
LOOP(h $ wmax(h),
63
PUT 'Dolares/MWh':20;
);
PUT 'Dolares/MWh':20;
PUT /;
loop(mes,
loop(dia,
loop(nivel,
if(d(mes,dia,nivel)>0,
put mes.tl:10;
put dia.tl:10;
put nivel.tl:10;
loop(t,
put e.l(mes,dia,nivel,t):20:2;
);
loop(h,
put e.l(mes,dia,nivel,h):20:2;
);
loop(h $ wmax(h),
put w.l(mes,h):20:2;
);
loop(h $ wmax(h),
64
put[-E_RSRVH.m(mes,h)]:20:2;
);
put E_DMND.m(mes,dia,nivel):20:2;
put /;
);
);
);
);
put /;
put /;
* Escribimos en un archivo los requerimientos de combustible [miles de galones]
file Combustible /Combustible.dat/;
Combustible.pw = 5000;
put Combustible;
put 'REQUERIMIENTOS DE COMBUSTIBLE [MILES DE GALONES]'/
put '':15, 'COSTO DE PRODUCCION':30 , FOBJ.l:10:12,
@1#5, 'COMBUSTIBLE'/;
put '':30;
LOOP(t,
PUT 'Combustible':25;
);
65
PUT /;
PUT '':30;
LOOP(t,
PUT t.TL:25;
);
PUT /;
PUT '':30;
LOOP(t,
PUT 'Mil.Gal':25;
);
PUT /;
loop(mes,
loop(dia,
loop(nivel,
if(d(mes,dia,nivel)>0,
put mes.tl:10;
put dia.tl:10;
put nivel.tl:10;
loop(t,
put gal.l(mes,dia,nivel,t):25:2;
66
);
put /;
);
);
);
);
put /;
put /;
67
• DATOS DE ENTRADA: CASO BASE
SETS
g Generadores
/
*Hidroeléctricas
*Solamente las 3 primeras son modeladas como de embalse, las demás como de pasada
HIDROPAUTE
HIDROPUCARA
HIDRONACION
$ontext
Las siguientes centrales de pasada, al no disponer de información histórica de sus caudales y de sus
factores de productividad, se han restado directamente de la demanda, sobre la base de su histórico de producción.
ELECAUSTRO_HIDRO
HIDROAGOYAN
EEQUITOVIC
EEQUITOMOV
RIOBAMBA_HIDRO
COTOPAXI
RNORIB
RNORTU
AMBATO
BOLIVAR
68
EMAAPQ
ELUZLO
ELUZPA
RSUR
$offtext
*Termoeléctricas
INTERCONEXION
ESMERALDAS
GUANGOPOLO_1
GUANGOPOLO_4
GUANGOPOLO_2
GUANGOPOLO_3
GUANGOPOLO_5
GUANGOPOLO_6
MACHALAPOWER_A
MACHALAPOWER_B
TRINITARIA
GHERNANDEZ_4
GHERNANDEZ_2
GHERNANDEZ_1
GHERNANDEZ_3
GHERNANDEZ_5
69
GHERNANDEZ_6
ELDESCANSO_2
GZEVALLOS_TV3
ELDESCANSO_4
ELDESCANSO_3
GZEVALLOS_TV2
ELDESCANSO_1
ANIBALSANTOS
POWERBARGE_I
MIRAFLORES_12
ELECTROQUIL_1
CENT_IND_4
ELECTROQUIL_3
ELECTROQUIL_2
MIRAFLORES_11
ATINAJERO_1
ELECTROQUIL_4
LALIBERTAD_1
CENT_IND_3
LALIBERTAD_9
LAPROPICIA_1
LAPROPICIA_2
CENT_IND_2
70
CENT_IND_1
LULUNCOTO_13
MILAGRO_5
LULUNCOTO_12
LULUNCOTO_11
POSORJA_5
MONAY_3
MILAGRO_6
CATAMAYO_6
MONAY_2
MILAGRO_4
MONAY_1
LALIBERTAD_10
MILAGRO_7
CATAMAYO_7
OROCAMBIO_3
BATAN_3
MIRAFLORES_10
MIRAFLORES_13
MIRAFLORES_14
MIRAFLORES_15
OROCAMBIO_4
OROMACHALA_5
71
BOLIVAR_1
MIRAFLORES_7
VICTORIA_II
CATAMAYO_2
MIRAFLORES_22
MIRAFLORES_16
MIRAFLORES_18
MIRAFLORES_8
OROMACHALA_4
LLIGUA_1
LALIBERTAD_11
MONAY_4
CATAMAYO_10
ENRIQUEGARCIA
CATAMAYO_9
RIOBAMBA
SANFRANCISCO
CATAMAYO_8
ATINAJERO_2
MONAY_5
PLAYAS_4
LLIGUA_2
ANIBALSANTOS_1
72
MONAY_6
CATAMAYO_5
LALIBERTAD_8
ANIBALSANTOS_2
SANTAROSA_3
SANTAROSA_2
SANTAROSA_1
CATAMAYO_4
ANIBALSANTOS_5
ANIBALSANTOS_3
ANIBALSANTOS_6
GZEVALLOS_TG4
MIRAFLORES_3
/
PARAMETERS
cvp(g) Costo Variable de Producción declarados para el mes de octubre 2003 [USD por MWh]
/
INTERCONEXION 35.79
MACHALAPOWER_A 43.91
MACHALAPOWER_B 43.91
ESMERALDAS 44.30
TRINITARIA 45.78
73
ELDESCANSO_1 49.92
ELDESCANSO_3 50.43
ELDESCANSO_2 50.94
ELDESCANSO_4 52.51
GZEVALLOS_TV3 53.93
GZEVALLOS_TV2 53.97
POWERBARGE_I 55.17
GHERNANDEZ_4 57.56
GHERNANDEZ_2 57.70
GUANGOPOLO_3 57.85
GUANGOPOLO_5 57.87
GUANGOPOLO_6 57.88
GHERNANDEZ_1 57.93
GHERNANDEZ_3 57.96
GHERNANDEZ_5 57.96
GHERNANDEZ_6 57.96
GUANGOPOLO_4 58.16
GUANGOPOLO_2 58.17
GUANGOPOLO_1 58.20
ANIBALSANTOS 59.85
MIRAFLORES_12 63.01
ELECTROQUIL_3 64.67
CENT_IND_4 64.74
74
MILAGRO_5 65.55
MIRAFLORES_11 65.86
ELECTROQUIL_4 66.15
ATINAJERO_1 66.59
LAPROPICIA_1 66.36
LAPROPICIA_2 66.36
CENT_IND_3 66.46
CENT_IND_2 66.68
CENT_IND_1 66.91
ELECTROQUIL_1 67.25
ELECTROQUIL_2 67.39
LULUNCOTO_13 68.22
LULUNCOTO_12 68.36
LULUNCOTO_11 68.64
MILAGRO_6 68.47
MILAGRO_4 69.05
MILAGRO_7 70.08
LLIGUA_2 70.26
MONAY_3 70.92
BATAN_3 71.91
MONAY_1 72.18
MONAY_2 72.43
MONAY_6 72.45
75
CATAMAYO_6 73.10
MIRAFLORES_10 74.09
MIRAFLORES_13 74.09
MIRAFLORES_14 74.09
MIRAFLORES_15 74.09
SANFRANCISCO 75.14
MIRAFLORES_22 75.25
MIRAFLORES_16 75.41
MIRAFLORES_18 75.42
MIRAFLORES_8 75.61
MIRAFLORES_7 74.76
ENRIQUEGARCIA 75.04
VICTORIA_II 75.99
CATAMAYO_7 76.57
CATAMAYO_2 77.16
BOLIVAR_1 77.29
OROCAMBIO_4 77.64
OROCAMBIO_3 78.21
CATAMAYO_10 78.76
LALIBERTAD_9 79.37
OROMACHALA_5 79.73
ATINAJERO_2 80.06
LALIBERTAD_11 80.62
76
CATAMAYO_8 80.93
CATAMAYO_9 80.98
OROMACHALA_4 82.08
LALIBERTAD_1 82.14
ANIBALSANTOS_1 82.46
MONAY_4 83.22
LALIBERTAD_10 83.38
LLIGUA_1 83.59
POSORJA_5 85.20
RIOBAMBA 86.55
ANIBALSANTOS_2 86.68
ANIBALSANTOS_5 87.53
ANIBALSANTOS_3 87.55
SANTAROSA_3 88.84
SANTAROSA_2 88.99
SANTAROSA_1 88.94
ANIBALSANTOS_6 90.19
LALIBERTAD_8 95.04
MIRAFLORES_3 95.73
MONAY_5 96.27
GZEVALLOS_TG4 105.31
CATAMAYO_5 108.24
CATAMAYO_4 108.94
77
PLAYAS_4 112.27
/
pmin(g) Potencia mínima bruta del generador g [MW]
/
HIDROPAUTE 110.0
HIDROPUCARA 20.0
HIDRONACION 40.0
********************************
$ontext
ELECAUSTRO_HIDRO 0.0
HIDROAGOYAN 30.0
EEQUITOVIC 0.0
EEQUITOMOV 0.0
RIOBAMBA_HIDRO 0.0
COTOPAXI 0.0
RNORIB 0.0
RNORTU 0.0
AMBATO 0.0
BOLIVAR 0.0
EMAAPQ 0.0
78
ELUZLO 0.0
ELUZPA 0.0
RSUR 0.0
$offtext
*******************************
INTERCONEXION 200
ESMERALDAS 65.0
GUANGOPOLO_1 5.1
GUANGOPOLO_4 5.1
GUANGOPOLO_2 5.1
GUANGOPOLO_3 5.1
GUANGOPOLO_5 5.1
GUANGOPOLO_6 5.1
MACHALAPOWER_A 17.5
MACHALAPOWER_B 17.5
TRINITARIA 50.0
GHERNANDEZ_4 5.3
GHERNANDEZ_2 5.3
GHERNANDEZ_1 5.3
GHERNANDEZ_3 5.3
GHERNANDEZ_5 5.3
GHERNANDEZ_6 5.3
79
ELDESCANSO_2 3.6
GZEVALLOS_TV3 18.0
ELDESCANSO_4 3.6
ELDESCANSO_3 3.6
GZEVALLOS_TV2 18.0
ELDESCANSO_1 3.6
ANIBALSANTOS 15.0
POWERBARGE_I 10.0
MIRAFLORES_12 4.0
ELECTROQUIL_1 23.0
CENT_IND_4 2.1
ELECTROQUIL_3 23.0
ELECTROQUIL_2 23.0
MIRAFLORES_11 2.0
ATINAJERO_1 15.0
ELECTROQUIL_4 23.0
LALIBERTAD_1 1.8
CENT_IND_3 2.1
LALIBERTAD_9 2.5
LAPROPICIA_1 3.4
LAPROPICIA_2 3.4
CENT_IND_2 2.1
CENT_IND_1 2.1
80
LULUNCOTO_13 2.2
MILAGRO_5 1.5
LULUNCOTO_12 2.7
LULUNCOTO_11 2.2
POSORJA_5 1.8
MONAY_3 0.5
MILAGRO_6 1.5
CATAMAYO_6 1.4
MONAY_2 0.5
MILAGRO_4 1.5
MONAY_1 0.5
LALIBERTAD_10 1.8
MILAGRO_7 1.0
CATAMAYO_7 1.4
OROCAMBIO_3 3.5
BATAN_3 0.7
MIRAFLORES_10 1.5
MIRAFLORES_13 1.5
MIRAFLORES_14 1.5
MIRAFLORES_15 1.5
OROCAMBIO_4 3.5
OROMACHALA_5 1.6
BOLIVAR_1 0.6
81
MIRAFLORES_7 1.5
VICTORIA_II 50.0
CATAMAYO_2 0.6
MIRAFLORES_22 1.5
MIRAFLORES_16 1.5
MIRAFLORES_18 1.5
MIRAFLORES_8 1.5
OROMACHALA_4 1.6
LLIGUA_1 1.5
LALIBERTAD_11 1.8
MONAY_4 0.6
CATAMAYO_10 1.5
ENRIQUEGARCIA 50.0
CATAMAYO_9 1.5
RIOBAMBA 1.5
SANFRANCISCO 1.0
CATAMAYO_8 1.0
ATINAJERO_2 15.0
MONAY_5 0.6
PLAYAS_4 0.6
LLIGUA_2 1.5
ANIBALSANTOS_1 10.0
MONAY_6 0.6
82
CATAMAYO_5 0.9
LALIBERTAD_8 2.5
ANIBALSANTOS_2 10.0
SANTAROSA_3 4.0
SANTAROSA_2 15.0
SANTAROSA_1 15.0
CATAMAYO_4 0.9
ANIBALSANTOS_5 10.0
ANIBALSANTOS_3 10.0
ANIBALSANTOS_6 10.0
GZEVALLOS_TG4 10.0
MIRAFLORES_3 1.5
/
rend(g) Rendimiento de cada generador [Kwh-gal]
/
INTERCONEXION 10
MACHALAPOWER_A 10
MACHALAPOWER_B 10
ESMERALDAS 15.9
TRINITARIA 16.16
ELDESCANSO_1 15.64
83
ELDESCANSO_3 15.88
ELDESCANSO_2 15.31
ELDESCANSO_4 15.72
GZEVALLOS_TV3 13.95
GZEVALLOS_TV2 13.63
POWERBARGE_I 13.11
GHERNANDEZ_4 16.45
GHERNANDEZ_2 16.4
GUANGOPOLO_3 15.52
GUANGOPOLO_5 15.54
GUANGOPOLO_6 15.54
GHERNANDEZ_1 16.32
GHERNANDEZ_3 16.31
GHERNANDEZ_5 16.31
GHERNANDEZ_6 16.31
GUANGOPOLO_4 15.53
GUANGOPOLO_2 15.53
GUANGOPOLO_1 15.58
ANIBALSANTOS 12.51
MIRAFLORES_12 14.75
ELECTROQUIL_3 14.24
CENT_IND_4 14.40
MILAGRO_5 12.86
84
MIRAFLORES_11 14
ELECTROQUIL_4 13.89
ATINAJERO_1 14.51
LAPROPICIA_1 14.4
LAPROPICIA_2 14.4
CENT_IND_3 14.00
CENT_IND_2 13.95
CENT_IND_1 13.90
ELECTROQUIL_1 13.64
ELECTROQUIL_2 13.61
LULUNCOTO_13 14.41
LULUNCOTO_12 14.35
LULUNCOTO_11 14.31
MILAGRO_6 12.40
MILAGRO_4 12.30
MILAGRO_7 12.00
LLIGUA_2 12.987
MONAY_3 12.61
BATAN_3 11.97
MONAY_1 13.08
MONAY_2 12.61
MONAY_6 10.67
CATAMAYO_6 14.89
85
MIRAFLORES_10 12.1
MIRAFLORES_13 12.1
MIRAFLORES_14 12.1
MIRAFLORES_15 12.1
SANFRANCISCO 12.03
MIRAFLORES_22 12.1
MIRAFLORES_16 12.1
MIRAFLORES_18 12.1
MIRAFLORES_8 12.1
MIRAFLORES_7 12.1
ENRIQUEGARCIA 11.43
VICTORIA_II 10.7
CATAMAYO_7 14.01
CATAMAYO_2 13.77
BOLIVAR_1 12.43
OROCAMBIO_4 13.06
OROCAMBIO_3 12.99
CATAMAYO_10 13.36
LALIBERTAD_9 12.89
OROMACHALA_5 13.18
ATINAJERO_2 11.44
LALIBERTAD_11 13.32
CATAMAYO_8 12.58
86
CATAMAYO_9 12.89
OROMACHALA_4 12.62
LALIBERTAD_1 12.91
ANIBALSANTOS_1 9.76
MONAY_4 10.67
LALIBERTAD_10 12.9
LLIGUA_1 13.405
POSORJA_5 12.89
RIOBAMBA 12.29
ANIBALSANTOS_2 9.76
ANIBALSANTOS_5 8.89
ANIBALSANTOS_3 8.78
SANTAROSA_3 10.13
SANTAROSA_2 10.09
SANTAROSA_1 10.12
ANIBALSANTOS_6 8.89
LALIBERTAD_8 12.9
MIRAFLORES_3 11.5
MONAY_5 9.92
GZEVALLOS_TG4 8.00
CATAMAYO_5 11.98
CATAMAYO_4 11.88
PLAYAS_4 12.00
87
/
pflu(mes) Potencia de las centrales de pasada [MW]
*Disponibilidad de las centrales en función de los históricos de producción
/
Octubre 173.01
Noviembre 179.43
Diciembre 183.11
Enero 180.27
Febrero 211.19
Marzo 214.96
Abril 230.92
Mayo 213.05
Junio 219.07
Julio 220.56
Agosto 210.11
Septiembre 187.45
/
88
wmax(g) Nivel máximo de reserva del embalse del generador g [MWh]
/
HIDROPAUTE 98723.00
HIDROPUCARA 88700.00
HIDRONACION 738480.00
/
w0(g) Nivel inicial de reserva del embalse al 1 de Octubre de 2003 del generador g [MWh]
/
HIDROPAUTE 81077.00
HIDROPUCARA 81300.00
HIDRONACION 544000.00
/
wmin(g) Nivel mínimo de reserva del embalse del generador g [MWh]
/
HIDROPAUTE 52898.00
HIDROPUCARA 10600.00
HIDRONACION 292264.00
89
/
TABLE i(mes,g) Aportaciones recibidas por los embalses periodo Octubre 2003-Septiembre 2004 en cada mes [MWh]
HIDROPAUTE HIDROPUCARA HIDRONACION
Octubre 271459.74 9169.98 3870.12
Noviembre 237338.89 6260.65 2027.06
Diciembre 401271.50 16988.59 11547.53
Enero 195868.28 6839.80 16850.07
Febrero 123964.41 4125.22 94095.02
Marzo 394554.92 22066.37 82441.86
Abril 330235.97 14139.38 108932.28
Mayo 502811.12 28333.79 65999.88
Junio 1186586.78 37357.29 27509.21
Julio 611006.31 28120.42 10957.60
Agosto 534900.60 26052.73 4195.48
Septiembre 456866.75 19852.28 10470.14;
TABLE d(mes,dia,nivel) Demanda de generación Oct03-Sep04 en cada nivel de carga y día de cada mes [MW]
laborable.punta laborable.media laborable.base festivo.punta festivo.media festivo.base
Octubre 1834.16 1464.07 1165.55 1646.09 0.00 1136.64
Noviembre 1859.76 1480.40 1166.03 1658.61 0.00 1157.09
90
Diciembre 1917.10 1503.80 1214.89 1738.17 0.00 1203.91
Enero 1915.38 1550.26 1243.88 1701.81 0.00 1209.79
Febrero 1900.23 1553.81 1263.58 1714.32 0.00 1233.81
Marzo 1946.51 1597.53 1276.47 1795.02 0.00 1294.56
Abril 1959.49 1594.65 1279.35 1729.64 0.00 1234.11
Mayo 1972.20 1598.54 1269.95 1737.25 0.00 1234.38
Junio 1911.27 1546.57 1217.05 1705.89 0.00 1203.72
Julio 1876.10 1516.98 1191.25 1672.07 0.00 1176.43
Agosto 1883.06 1524.92 1192.06 1687.21 0.00 1196.77
Septiembre 1947.96 1585.02 1234.53 1743.36 0.00 1231.59;
Por la dimensión de la tabla de potencias máximas, se muestra a continuación, solamente la información de 9 centrales de generación. La tabla completa puede
observarse en el archivo de datos correspondiente.
TABLE pmax(mes,g) Potencia máxima del generador g, considerando los mantenimientos del periodo Oct2003-Sep2004 y la tasa de salidas forzadas [MW]
HIDRONACION HIDROPAUTE HIDROPUCARA ANIBALSANTOS GZEVALLOS_TV2 GZEVALLOS_TV3 TRINITARIA ESMERALDAS POWERBARGE_I
Octubre 211.2 870.7 72.1 32.4 72.1 72.2 0.0 127.4 29.2
Noviembre 209.8 863.4 72.1 32.4 72.9 73.0 113.9 127.4 29.2
Diciembre 204.6 876.5 71.9 32.4 72.9 73.0 131.4 127.4 29.2
Enero 199.3 715.7 72.1 32.4 72.9 73.0 131.4 127.4 29.2
Febrero 195.6 840.8 72.1 32.4 72.9 73.0 131.4 127.4 29.2
Marzo 202.2 917.9 66.4 32.4 72.1 72.2 0.0 86.3 11.3
Abril 207.9 937.0 37.2 32.4 72.1 73.0 4.4 127.4 27.2
91
Mayo 176.2 956.3 54.7 32.4 72.9 33.0 131.4 127.4 29.2
Junio 158.2 931.8 66.2 9.7 72.9 29.2 131.4 127.4 29.2
Julio 157.3 895.3 69.9 32.4 4.7 73.0 131.4 8.2 29.2
Agosto 137.9 934.4 72.1 32.4 0.0 73.0 118.7 0.0 13.2
Septiembre 207.7 950.3 71.9 32.4 72.9 72.2 131.4 127.4 14.6
TABLE a(mes,dia,nivel) Duración de banda horaria durante el periodo Octubre 2003-Septiembre 2004 [h]
laborable.punta laborable.media laborable.base festivo.punta festivo.media festivo.base
Octubre 115 230 207 40 0 152
Noviembre 100 200 180 50 0 190
Diciembre 115 220 198 40 0 171
Enero 110 210 189 45 0 190
Febrero 100 200 180 45 0 171
Marzo 115 210 189 40 0 190
Abril 110 210 189 40 0 171
Mayo 105 200 199 50 0 190
Junio 110 220 198 40 0 152
Julio 110 220 198 45 0 171
Agosto 110 210 189 45 0 190
Septiembre 110 220 198 40 0 152;
92
• RESULTADOS: POTENCIA- COSTOMARGINAL
A continuación se indican los resultados del caso base, se presentan los despachos de generación solamente de algunas unidades de generación, la tabla
completa puede ser encontrada en el archivo de resultados .dat correspondiente.
93
Potencia Potencia Potencia Potencia Potencia Potencia Potencia Potencia Potencia Potencia Potencia PotenciaMES DIA NIVEL INTERCONEXION ESMERALDAS MACHALAPOWER_A MACHALAPOWER_B TRINITARIA ELDESCANSO_2 GZEVALLOS_TV3 ELDESCANSO_4 ELDESCANSO_3 HIDROPAUTE HIDROPUCARA HIDRONACION C. Marg.
MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW MW Dolares/MWhOctubre Laborable punta 200 124.98 64.65 64.16 0 3.34 70.83 0.78 0 738.4 72.1 211.2 55.17Octubre Laborable media 215.82 124.98 64.65 64.16 0 3.34 70.83 0.78 0 354.44 72.1 211.2 55.17Octubre Laborable base 215.82 124.98 64.65 64.16 0 3.34 70.83 0.78 0 322.26 16.95 0 55.17Octubre Festivo punta 200 124.98 64.65 64.16 0 3.34 70.83 0.78 0 536.57 72.1 211.2 55.17Octubre Festivo base 215.82 124.98 64.65 64.16 0 3.34 70.83 0.78 0 296.26 0 0 55.17Noviembre Laborable punta 200 124.98 66.61 66.12 111.74 4.02 71.61 1.37 0 623.71 72.1 209.8 55.17Noviembre Laborable media 215.82 124.98 66.61 66.12 111.74 4.02 71.61 1.37 0 529.14 0 0 55.17Noviembre Laborable base 215.82 124.98 66.61 66.12 111.74 4.02 71.61 1.37 0 0 0 196.13 55.17Noviembre Festivo punta 200 124.98 66.61 66.12 111.74 4.02 71.61 1.37 0 654.01 72.1 0 55.17Noviembre Festivo base 215.82 124.98 66.61 66.12 111.74 4.02 71.61 1.37 0 191.79 0 0 55.17Diciembre Laborable punta 200 124.98 64.65 64.16 128.9 3.14 71.61 4.02 0 858.97 0 82.53 55.17Diciembre Laborable media 215.82 124.98 64.65 64.16 128.9 3.14 71.61 4.02 0 532.97 0 0 53.97Diciembre Laborable base 215.82 124.98 64.65 64.16 128.9 3.14 71.61 4.02 0 283 0 0 53.97Diciembre Festivo punta 200 124.98 64.65 64.16 128.9 3.14 71.61 4.02 0 839.61 0 0 53.97Diciembre Festivo base 215.82 124.98 64.65 64.16 128.9 3.14 71.61 4.02 0 291.19 0 0 53.97Enero Laborable punta 200 124.98 66.61 66.12 128.9 0 71.61 3.92 0 670.33 72.1 199.3 55.17Enero Laborable media 215.82 124.98 66.61 66.12 128.9 0 71.61 3.92 0 347.34 35.24 199.3 55.17Enero Laborable base 215.82 124.98 66.61 66.12 128.9 0 71.61 3.92 0 57.55 0 199.3 55.17Enero Festivo punta 200 124.98 66.61 66.12 128.9 0 71.61 3.92 0 461.65 72.1 199.3 55.17Enero Festivo base 215.82 124.98 66.61 66.12 128.9 0 71.61 3.92 0 173.91 72.1 0 55.17Febrero Laborable punta 200 124.98 64.45 63.96 128.9 3.92 71.61 3.92 2.16 698.2 0 195.6 55.17Febrero Laborable media 215.82 124.98 64.45 63.96 128.9 3.92 71.61 3.92 2.16 284.94 72.1 195.6 55.17Febrero Laborable base 215.82 124.98 64.45 63.96 128.9 3.92 71.61 3.92 2.16 22.19 72.1 149.48 55.17Febrero Festivo punta 200 124.98 64.45 63.96 128.9 3.92 71.61 3.92 2.16 521.83 0 195.6 55.17Febrero Festivo base 215.82 124.98 64.45 63.96 128.9 3.92 71.61 3.92 2.16 0 72.1 165.14 55.17Marzo Laborable punta 200 84.66 66.61 66.12 0 3.63 70.83 1.57 3.83 899.54 19.69 202.2 53.97Marzo Laborable media 215.82 84.66 66.61 66.12 0 3.63 70.83 1.57 3.83 631.99 66.4 61.36 53.97Marzo Laborable base 215.82 84.66 66.61 66.12 0 3.63 70.83 1.57 3.83 236.49 0 202.2 53.97Marzo Festivo punta 200 84.66 66.61 66.12 0 3.63 70.83 1.57 3.83 707.3 66.4 202.2 53.97Marzo Festivo base 215.82 84.66 66.61 66.12 0 3.63 70.83 1.57 3.83 449.48 16.85 0 53.97Abril Laborable punta 200 124.98 64.55 64.06 4.32 3.63 71.61 3.04 1.96 886.94 37.2 207.9 53.97Abril Laborable media 215.82 124.98 64.55 64.06 4.32 3.63 71.61 3.04 1.96 489.87 10.47 200.94 53.97Abril Laborable base 215.82 124.98 64.55 64.06 4.32 3.63 71.61 3.04 1.96 438.7 0 0 53.97Abril Festivo punta 200 124.98 64.55 64.06 4.32 3.63 71.61 3.04 1.96 663.05 37.2 207.9 53.97Abril Festivo base 215.82 124.98 64.55 64.06 4.32 3.63 71.61 3.04 1.96 119.08 37.2 207.9 53.97Mayo Laborable punta 200 124.98 66.61 66.12 60.42 0 18 0 0 937.17 54.7 176.2 45.78Mayo Laborable media 215.82 65 66.61 66.12 50 0 18 0 0 801.2 49.75 0 43.91Mayo Laborable base 215.82 65 66.61 66.12 50 0 18 0 0 522.35 0 0 43.91Mayo Festivo punta 200 65 66.61 66.12 50 0 18 0 0 937.17 54.7 16.53 43.91Mayo Festivo base 215.82 65 66.61 66.12 50 0 18 0 0 491.38 0 0 43.91Junio Laborable punta 0 124.98 64.55 64.06 128.9 0 28.65 0 0 913.16 66.2 158.2 66.59Junio Laborable media 0 65 64.55 64.06 50 0 18 0 0 913.16 66.2 24.81 43.91Junio Laborable base 0 65 17.5 17.5 50 0 18 0 0 768.26 0 0 0Junio Festivo punta 0 124.98 0 0 128.9 0 28.65 0 0 913.16 66.2 158.2 53.97Junio Festivo base 0 65 0 0 50 0 18 0 0 809.53 0 0 0Julio Laborable punta 200 8.04 0 0 128.9 3.92 71.61 0 3.73 877.39 69.9 157.3 88.84Julio Laborable media 215.82 8.04 0 0 50 3.6 18 0 3.6 877.39 55.21 5.34 43.91Julio Laborable base 200 8.04 0 0 50 3.6 18 0 3.6 628.04 0 0 0Julio Festivo punta 0 8.04 42.67 0 128.9 3.92 71.61 0 0 877.39 69.9 157.3 88.84Julio Festivo base 0 8.04 17.5 0 50 3.6 18 0 0 813.32 0 0 0Agosto Laborable punta 200 0 66.61 66.12 116.44 0 46.12 0 0 915.71 72.1 137.9 53.93Agosto Laborable media 215.82 0 60.25 17.5 50 0 18 0 0 831.14 72.1 0 43.91Agosto Laborable base 215.82 0 17.5 17.5 50 0 18 0 0 613.13 0 0 43.91Agosto Festivo punta 200 0 66.61 66.12 50 0 18 0 0 915.71 72.1 56.5 43.91Agosto Festivo base 215.82 0 66.61 66.12 50 0 18 0 0 539.71 0 0 43.91Septiembre Laborable punta 200 97.67 64.55 64.06 50 0 18 0 0 931.29 71.9 207.7 44.3Septiembre Laborable media 215.82 65 64.55 17.5 50 0 18 0 0 848.24 65.56 0 43.91Septiembre Laborable base 215.82 65 17.5 17.5 50 0 18 0 0 538.46 71.9 0 43.91Septiembre Festivo punta 200 65 64.55 64.06 50 0 18 0 0 931.29 0 112.55 43.91Septiembre Festivo base 215.82 65 64.55 51.56 50 0 18 0 0 459.01 71.9 0 43.91
• RESULTADOS: ENERGIA
A continuación se indican los resultados del caso base, se presentan las energías de algunas unidades de generación solamente, la tabla completa puede ser
encontrada en el archivo de resultados .dat correspondiente.
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S DIA NIVEL INTERCONEXION ESMERALDAS MACHALAPOWER_A MACHALAPOWER_B TRINITARIA ELDESCANSO_2 GZEVALLOS_TV3 ELDESCANSO_4 ELDESCANSO_3 GZEVALLOS_TV2 HIDROPAUTE HIDROPUCARA HIDRONACIONGWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh GWh
Octubre Laborable punta 23 14.37 7.43 7.38 0 0.38 8.15 0.09 0 8.13 98.13 8.29 8.93Octubre Laborable media 49.64 28.75 14.87 14.76 0 0.77 16.29 0.18 0 16.27 101.2 5.89 39.59Octubre Laborable base 44.67 25.87 13.38 13.28 0 0.69 14.66 0.16 0 14.64 70.22 0 0Octubre Festivo punta 8 5 2.59 2.57 0 0.13 2.83 0.03 0 2.83 22.21 2.88 8.45Octubre Festivo base 32.8 19 9.83 9.75 0 0.51 10.77 0.12 0 10.75 4.8 10.96 32.1Noviembre Laborable punta 20 12.5 6.66 6.61 11.17 0.4 7.16 0.14 0 7.15 84.61 5.76 0Noviembre Laborable media 43.16 25 13.32 13.22 22.35 0.8 14.32 0.27 0 14.3 87.68 14.42 0Noviembre Laborable base 38.85 22.5 11.99 11.9 20.11 0.72 12.89 0.25 0 12.87 35.3 0 0Noviembre Festivo punta 10 6.25 3.33 3.31 5.59 0.2 3.58 0.07 0 3.58 32.7 3.61 0Noviembre Festivo base 41.01 23.75 12.66 12.56 21.23 0.76 13.61 0.26 0 13.59 0.12 0 39.86Diciembre Laborable punta 23 14.37 7.43 7.38 14.82 0.36 8.24 0.46 0 8.22 98.78 8.27 1.22Diciembre Laborable media 47.48 27.5 14.22 14.11 28.36 0.69 15.75 0.88 0 15.73 117.25 0 0Diciembre Laborable base 42.73 24.75 12.8 12.7 25.52 0.62 14.18 0.8 0 3.56 58.92 0 0Diciembre Festivo punta 8 5 2.59 2.57 5.16 0.13 2.86 0.16 0 0.72 33.58 0 0Diciembre Festivo base 36.91 21.37 11.05 10.97 22.04 0.54 12.25 0.69 0 5.96 46.91 0 0Enero Laborable punta 22 13.75 7.33 7.27 14.18 0 7.88 0.43 0 7.87 77.15 7.93 20.56Enero Laborable media 45.32 26.25 13.99 13.89 27.07 0 15.04 0.82 0 15.02 76.43 0 41.85Enero Laborable base 40.79 23.62 12.59 12.5 24.36 0 13.53 0.74 0 13.52 11.71 0 37.67Enero Festivo punta 9 5.62 3 2.98 5.8 0 3.22 0.18 0 3.22 30.58 3.24 0Enero Festivo base 41.01 23.75 12.66 12.56 24.49 0 13.61 0.75 0 13.59 0 8.87 37.87Febrero Laborable punta 20 12.5 6.45 6.4 12.89 0.39 7.16 0.39 0.22 7.15 64.47 7.21 19.56Febrero Laborable media 43.16 25 12.89 12.79 25.78 0.78 14.32 0.78 0.43 14.3 72.16 14.42 20.22Febrero Laborable base 38.85 22.5 11.6 11.51 23.2 0.71 12.89 0.71 0.39 12.87 9.04 0 35.21Febrero Festivo punta 9 5.62 2.9 2.88 5.8 0.18 3.22 0.18 0.1 3.22 24.11 0 8.8Febrero Festivo base 36.91 21.37 11.02 10.94 22.04 0.67 12.25 0.67 0.37 12.23 0 12.33 28.24Marzo Laborable punta 23 9.74 7.66 7.6 0 0.42 8.15 0.18 0.44 8.13 98.08 7.64 23.25Marzo Laborable media 45.32 17.78 13.99 13.89 0 0.76 14.87 0.33 0.8 14.85 135.09 11.77 12.68Marzo Laborable base 40.79 16 12.59 12.5 0 0.69 13.39 0.3 0.72 13.37 82.91 0 0Marzo Festivo punta 8 3.39 2.66 2.64 0 0.15 2.83 0.06 0.15 2.83 28.29 2.66 8.09Marzo Festivo base 41.01 16.09 12.66 12.56 0 0.69 13.46 0.3 0.73 12.57 50.18 0 38.42Abril Laborable punta 22 13.75 7.1 7.05 0.47 0.4 7.88 0.33 0.22 1.98 97.56 4.09 22.87Abril Laborable media 45.32 26.25 13.56 13.45 0.91 0.76 15.04 0.64 0.41 3.78 113.95 2.2 42.2Abril Laborable base 40.79 23.62 12.2 12.11 0.82 0.69 13.53 0.57 0.37 13.37 72.95 0 0Abril Festivo punta 8 5 2.58 2.56 0.17 0.15 2.86 0.12 0.08 0.72 26.52 1.49 8.32Abril Festivo base 36.91 21.37 11.04 10.95 0.74 0.62 12.25 0.52 0.34 10.05 19.25 6.36 35.55Mayo Laborable punta 21 13.12 6.99 6.94 6.34 0 1.89 0 0 1.89 98.4 5.74 18.5Mayo Laborable media 43.16 13 9.09 3.5 10 0 3.6 0 0 3.6 184.14 0 0Mayo Laborable base 42.95 12.94 13.26 13.16 9.95 0 3.58 0 0 3.58 93.06 10.89 0Mayo Festivo punta 10 3.25 3.33 3.31 2.5 0 0.9 0 0 0.9 46.86 2.74 0.83Mayo Festivo base 41.01 12.35 12.66 12.56 9.5 0 3.42 0 0 3.42 80.34 8.97 4.05Junio Laborable punta 0 13.75 7.1 7.05 14.18 0 3.15 0 0 7.87 100.45 7.28 17.4Junio Laborable media 0 14.3 14.2 14.09 11 0 3.96 0 0 3.96 200.9 14.56 5.46Junio Laborable base 0 12.87 3.46 3.47 9.9 0 3.56 0 0 3.56 152.12 0 0Junio Festivo punta 0 5 0 0 5.16 0 1.15 0 0 1.63 36.53 2.65 6.33Junio Festivo base 0 9.88 0 0 7.6 0 2.74 0 0 2.74 123.05 0 0Julio Laborable punta 22 0.88 0 0 14.18 0.43 7.88 0 0.41 0.51 96.51 7.69 17.3Julio Laborable media 47.48 1.77 0 0 11 0.79 3.96 0 0.79 1.01 193.03 13.32 0Julio Laborable base 39.6 1.59 0 0 9.9 0.71 3.56 0 0.71 0.91 124.35 0 0Julio Festivo punta 0 0.36 1.92 0 5.8 0.18 3.22 0 0 0.21 39.48 3.15 7.08Julio Festivo base 0 1.38 2.99 0 8.55 0.62 3.08 0 0 0.79 139.08 0 0Agosto Laborable punta 22 0 7.33 7.27 12.81 0 5.07 0 0 0 100.73 7.93 15.17Agosto Laborable media 45.32 0 10.03 3.68 10.5 0 3.78 0 0 0 192.3 0 0Agosto Laborable base 40.79 0 3.31 3.31 9.45 0 3.4 0 0 0 115.88 0 0Agosto Festivo punta 9 0 3 2.98 2.25 0 0.81 0 0 0 41.21 3.24 2.54Agosto Festivo base 41.01 0 12.66 12.56 9.5 0 3.42 0 0 0 102.55 0 0Septiembre Laborable punta 22 10.74 7.1 7.05 5.5 0 1.98 0 0 1.98 102.44 7.91 22.85Septiembre Laborable media 47.48 14.3 14.2 9.21 11 0 3.96 0 0 3.96 180.07 15.61 0Septiembre Laborable base 42.73 12.87 12.78 3.47 9.9 0 3.56 0 0 3.56 97.3 14.24 0Septiembre Festivo punta 8 2.6 2.58 2.56 2 0 0.72 0 0 0.72 37.25 2.88 1.63Septiembre Festivo base 32.8 9.88 9.81 9.74 7.6 0 2.74 0 0 2.74 67.87 10.93 0
ME• Energia Energia Energia Energia Energia Energia Energia Energia Energia Energia Energia Energia Energia
RESULTADOS: REQUERIMIENTOS DE COMBUSTIBLE
A continuación se indican los resultados del caso base, se presentan los requerimientos de combustible solamente de algunas unidades de generación, la tabla
completa puede ser encontrada en el archivo de resultados .dat correspondiente.
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Combustible Combustible Combustible Combustible Combustible Combustible Combustible Combustible Combustible Combustible Combustible CombustibleMES DIA NIVEL ESMERALDAS MACHALAPOWER_A MACHALAPOWER_B TRINITARIA ELDESCANSO_2 GZEVALLOS_TV3 ELDESCANSO_4 ELDESCANSO_3 GZEVALLOS_TV2 ELDESCANSO_1 ANIBALSANTOS POWERBARGE_I
Mil.Gal Mil.Gal Mil.Gal Mil.Gal Mil.Gal Mil.Gal Mil.Gal Mil.Gal Mil.Gal Mil.Gal Mil.Gal Mil.GalOctubre Laborable punta 0.9 0.74 0.74 0 0.03 0.58 0.01 0 0.6 0.02 0.14 0.25Octubre Laborable media 1.81 1.49 1.48 0 0.05 1.17 0.01 0 1.19 0.04 0.28 0.18Octubre Laborable base 1.63 1.34 1.33 0 0.05 1.05 0.01 0 1.07 0.04 0.25 0.16Octubre Festivo punta 0.31 0.26 0.26 0 0.01 0.2 0 0 0.21 0.01 0.05 0.03Octubre Festivo base 1.19 0.98 0.98 0 0.03 0.77 0.01 0 0.79 0.03 0.18 0.12Noviembre Laborable punta 0.79 0.67 0.66 0.69 0.03 0.51 0.01 0 0.52 0.02 0.12 0.22Noviembre Laborable media 1.57 1.33 1.32 1.38 0.05 1.03 0.02 0 1.05 0.04 0.24 0.44Noviembre Laborable base 1.41 1.2 1.19 1.24 0.05 0.92 0.02 0 0.94 0.03 0.22 0.39Noviembre Festivo punta 0.39 0.33 0.33 0.35 0.01 0.26 0 0 0.26 0.01 0.06 0.04Noviembre Festivo base 1.49 1.27 1.26 1.31 0.05 0.98 0.02 0 1 0.04 0.23 0.14Diciembre Laborable punta 0.9 0.74 0.74 0.92 0.02 0.59 0.03 0 0.6 0.03 0.14 0.25Diciembre Laborable media 1.73 1.42 1.41 1.75 0.05 1.13 0.06 0 1.15 0.06 0.26 0.17Diciembre Laborable base 1.56 1.28 1.27 1.58 0.04 1.02 0.05 0 0.26 0.05 0.24 0.15Diciembre Festivo punta 0.31 0.26 0.26 0.32 0.01 0.21 0.01 0 0.05 0.01 0.05 0.03Diciembre Festivo base 1.34 1.11 1.1 1.36 0.04 0.88 0.04 0 0.44 0.04 0.21 0.13Enero Laborable punta 0.86 0.73 0.73 0.88 0 0.56 0.03 0 0.58 0.03 0.13 0.08Enero Laborable media 1.65 1.4 1.39 1.68 0 1.08 0.05 0 1.1 0.05 0.25 0.46Enero Laborable base 1.49 1.26 1.25 1.51 0 0.97 0.05 0 0.99 0.05 0.23 0.35Enero Festivo punta 0.35 0.3 0.3 0.36 0 0.23 0.01 0 0.24 0.01 0.05 0.03Enero Festivo base 1.49 1.27 1.26 1.52 0 0.98 0.05 0 1 0.05 0.23 0.14Febrero Laborable punta 0.79 0.64 0.64 0.8 0.03 0.51 0.02 0.01 0.52 0.02 0.12 0.08Febrero Laborable media 1.57 1.29 1.28 1.6 0.05 1.03 0.05 0.03 1.05 0.05 0.24 0.44Febrero Laborable base 1.41 1.16 1.15 1.44 0.05 0.92 0.04 0.02 0.94 0.04 0.22 0.37Febrero Festivo punta 0.35 0.29 0.29 0.36 0.01 0.23 0.01 0.01 0.24 0.01 0.05 0.03Febrero Festivo base 1.34 1.1 1.09 1.36 0.04 0.88 0.04 0.02 0.9 0.04 0.21 0.13Marzo Laborable punta 0.61 0.77 0.76 0 0.03 0.58 0.01 0.03 0.6 0.03 0.14 0.09Marzo Laborable media 1.12 1.4 1.39 0 0.05 1.07 0.02 0.05 1.09 0.05 0.25 0.16Marzo Laborable base 1.01 1.26 1.25 0 0.04 0.96 0.02 0.05 0.98 0.05 0.23 0.14Marzo Festivo punta 0.21 0.27 0.26 0 0.01 0.2 0 0.01 0.21 0.01 0.05 0.03Marzo Festivo base 1.01 1.27 1.26 0 0.05 0.96 0.02 0.05 0.92 0.05 0.23 0.14Abril Laborable punta 0.86 0.71 0.7 0.03 0.03 0.56 0.02 0.01 0.15 0.02 0.13 0.08Abril Laborable media 1.65 1.36 1.35 0.06 0.05 1.08 0.04 0.03 0.28 0.03 0.25 0.16Abril Laborable base 1.49 1.22 1.21 0.05 0.04 0.97 0.04 0.02 0.98 0.03 0.23 0.14Abril Festivo punta 0.31 0.26 0.26 0.01 0.01 0.21 0.01 0 0.05 0.01 0.05 0.03Abril Festivo base 1.34 1.1 1.1 0.05 0.04 0.88 0.03 0.02 0.74 0.03 0.21 0.13Mayo Laborable punta 0.83 0.7 0.69 0.39 0 0.14 0 0 0.14 0 0.13 0.08Mayo Laborable media 0.82 0.91 0.35 0.62 0 0.26 0 0 0.26 0 0.24 0.15Mayo Laborable base 0.81 1.33 1.32 0.62 0 0.26 0 0 0.26 0 0.24 0.15Mayo Festivo punta 0.2 0.33 0.33 0.15 0 0.06 0 0 0.07 0 0.06 0.04Mayo Festivo base 0.78 1.27 1.26 0.59 0 0.25 0 0 0.25 0 0.23 0.14Junio Laborable punta 0.86 0.71 0.7 0.88 0 0.23 0 0 0.58 0 0.08 0.24Junio Laborable media 0.9 1.42 1.41 0.68 0 0.28 0 0 0.29 0 0.17 0.17Junio Laborable base 0.81 0.35 0.35 0.61 0 0.26 0 0 0.26 0 0.15 0.15Junio Festivo punta 0.31 0 0 0.32 0 0.08 0 0 0.12 0 0.03 0.03Junio Festivo base 0.62 0 0 0.47 0 0.2 0 0 0.2 0 0.12 0.12Julio Laborable punta 0.06 0 0 0.88 0.03 0.56 0 0.03 0.04 0.03 0.28 0.24Julio Laborable media 0.11 0 0 0.68 0.05 0.28 0 0.05 0.07 0.05 0.26 0.17Julio Laborable base 0.1 0 0 0.61 0.05 0.26 0 0.04 0.07 0.05 0.24 0.15Julio Festivo punta 0.02 0.19 0 0.36 0.01 0.23 0 0 0.02 0.01 0.11 0.1Julio Festivo base 0.09 0.3 0 0.53 0.04 0.22 0 0 0.06 0.04 0.21 0.13Agosto Laborable punta 0 0.73 0.73 0.79 0 0.36 0 0 0 0 0.13 0.08Agosto Laborable media 0 1 0.37 0.65 0 0.27 0 0 0 0 0.25 0.16Agosto Laborable base 0 0.33 0.33 0.58 0 0.24 0 0 0 0 0.23 0.14Agosto Festivo punta 0 0.3 0.3 0.14 0 0.06 0 0 0 0 0.05 0.03Agosto Festivo base 0 1.27 1.26 0.59 0 0.25 0 0 0 0 0.23 0.14Septiembre Laborable punta 0.68 0.71 0.7 0.34 0 0.14 0 0 0.15 0 0.13 0.08Septiembre Laborable media 0.9 1.42 0.92 0.68 0 0.28 0 0 0.29 0 0.26 0.17Septiembre Laborable base 0.81 1.28 0.35 0.61 0 0.26 0 0 0.26 0 0.24 0.15Septiembre Festivo punta 0.16 0.26 0.26 0.12 0 0.05 0 0 0.05 0 0.05 0.03Septiembre Festivo base 0.62 0.98 0.97 0.47 0 0.2 0 0 0.2 0 0.18 0.12