ESCUELA POLITÉCNIC NACIONAA L · 2019. 4. 7. · escuela politÉcnic nacionaa l escuela de...
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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL ESCUELA DE INGENIERÍA REMUNERACIÓN DEL SERVICIO DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE INGENIERO ELÉCTRICO EDNA JULISA NARANJO SALAS DIRECTOR: ING. JOSÉ DULCE Quito, Febrero 2001
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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
ESCUELA DE INGENIERÍA
REMUNERACIÓN DEL SERVICIO DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TITULO DE INGENIEROELÉCTRICO
EDNA JULISA NARANJO SALAS
DIRECTOR: ING. JOSÉ DULCE
Quito, Febrero 2001
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DECLARACIÓN
Yo, Edna Juiisa Naranjo Salas, declaro que el trabajo, aquí descrito es de mi autoría; que no hasido previamente presentada para ningún grado o califípación.profesional; y, que he consultado lasreferencias bibliográficas que se incluyen en este documento.
La Escuela Politécnica Nacional, .puede hacer uso de los derechos correspondientes a estetrabajo, según lo establecido por la Ley, Reglamento de Propiedad Intelectual y por lanormatívidad institucional vigente.
dna Juiisa Naranjo Salas
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Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Edna Julisa Naranjo Salas, bajo mísupervisión.
DIRECTOR DE PROYECTO
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CONTENIDO
CAPITULO 1
INTRODUCCIÓN i
1.1 ANTECEDENTES 1
1.2 OBJETIVOS , 3
1.3 ALCANCE , 3
CAPITULO 2
LA TRANSMISIÓN EN EL MODELO DE MERCADOY METODOLOGÍA
ACTUAL DETAJOTACIÓN , .......6
2.1 NUEVOS MODELOS DE ESTRUCTURACIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO 7
2.1.1 MODELO DE COMPETENCIA AL POR MAYOR 7
2.1.2 MODELO DE COMPETENCIA AL POR MENOR .......11
2.1.3 VISIÓN CONCEPTUAL DE LOS MODELOS - DOS PARADIGMAS ........13
2.2 CARACTERÍSTICAS DÉLA TRANSMISIÓN EN EL NUEVO MODELO 14
2.2.1 LIBRE ACCESO 14
2.2.2 MONOPOLIO NATURAL... 15
2.3 REMUNERACIÓN 17
2.3.1 COSTOS MARGINALES. 17
2.4 EL SECTOR ELÉCTRICO EN EL ECUADOR ....20
2.4.1 REGULACIONES RESPECTO ALA TRANSMISIÓN.... 22
2.4.2 MÉTODO UTILIZADO PARA REMUNERAR AL TRANSMISOR ............24
2.5 EL COSTO MEDIO DE TRANSMISIÓN 26
2.5.1 METODOLOGÍA DE CÁLCULO 26
2.5.2 COSTOS F0OS DE TRANSMISIÓN 27
2.5.3 COSTOS VARIABLES DE TRANSMISIÓN 28
2.5.3.1 Participación del Mercado Ocasional en la Remuneración Variable del Transmisor 29
2.5.3.2 Participación del Mercado de Contratos en la Remuneración Variable 29
CAPITULO 3
EVALUACIÓN DE LAS CONDICIONES DE OPERACIÓN DEL SISTEMA DE
TRANSMISIÓN Y PROBLEMAS DE CONGESTIÓN 31
3.1 CONDICIONES DE OPERACIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMtSIÓN ESTABLECIDAS EN
LA NORMATIVA VIGENTE 31
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3.1.1 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE LA OPERACIÓN DE TRANSMISIÓN 32
3.1.2 PARÁMETROS DE CALIDAD Y SEGURIDAD 33
3.1.2.1 Estado estacionario 33
3.1.2.2 Estado Transitorio .......34
3.1.2.3 Estado Diiiániico 34
3.1.3 CONFIABILIDAD .............35
3.2 INELEXIBILIDADES Y LIMITACIONES OPERATIVAS DEL SISTEMA 36
3.2.1 ESCENARIO 1 37
3.2.2 ESCENARIO 2. 38
3.2.3 ESCENARIOS 39
3.2.4 ESCENARIO 4................ 40
3.2.5 ESCENARIOS 40
3.3 PLAN DE EXPANSIÓN Y DETERMINACIÓN DE CONGESTIONES..... ............41
3.3.1 ESTADO ACTUAL DEL SISTEMA 43
3.3.2 SOLUCIONES PARA SUPERAR LAS CONTINGENCIAS 45
3.3.2.1 Corto Plazo 2000-2003 45
3.3.2.2 Mediano Plazo 2004-2006............ 48
3.3.2.3 Largo Plazo 2007 - 2009 48
3.3.3 ESTADO ACTUAL DE LAS LÍNEAS 48
3.4 MÉTODO DE IDENTIFICACIÓN DE RESTRICCIONES 50
3.4.1 CASO 1: RESTRICCIONES EN EL TRANSFORMADOR 230/138 kVDE LA
S/E PASCUALES .....................,.....;,............. 51
3.4.2 CASO 2: RESTRICCIONES EN EL TRANSFORMADOR 23 0/69 kV DE LA
S/E MILAGRO 55
3.4.3 CASO 3: RESTRICCIONES EN EL TRANSFORMADOR 230/138 kV DE LA
S/ESANTAROSA 58
CAPITULO 4
EVALUACIÓN ECONÓMICO FINANCIERA DE LAS OBRAS DEL PLAN DE
EXPANSIÓN DE TRANSELECTRIC S.A 68
4.1 DEFINICIONES IMPORTANTES 68
4.2 EJEMPLOS DE CONGESTIONES ANALIZADAS 71
4.2.1 MÉTODO DE CÁLCULO 72
4.2.2 INVERSIONES A REALIZARSE EN LOS PROYECTOS.. 73
4.2.3 EVALUACIÓN ECONÓMICO-FINANCIERA DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN STA.
ROSA-POMASQUI 230/138 kV Y LA S/E POMASQUIDE300MVA ...74
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4.2.3.1 Naturaleza del Proyecto ........74
4.2.3.2 Conclusiones ...76
4.2.4 EVALUACIÓN ECONÓMICA-FINANCIERA DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN
MILAGRO -MÁCHALA A230 kV..... 76
4.2.4.1 Naturaleza del Proyecto ....76
4.2.4.2 Conclusiones..... .78
4.2.5 EVALUACIÓN ECONÓMICO FINANCIERA PARA LA INSTALACIÓN DE LOS
TRANSFORMADORES 230/138 kV-225 MVA EN LA SUBESTACIÓN MILAGRO 79
4.2.5.1 Naturaleza del Proyecto 79
4.2.5.2 Conclusiones ..............80
4.2.6 EVALUACIÓN ECONÓMICO FINANCIERA PARA LA INSTALACIÓN DEL
TRANSFORMADOR 13 8/69 kV- 67 MVA EN LA SUBESTACIÓN IB ARRA ..........81
4.2.6.1 Naturaleza del Proyecto 81
4.2.6.2 Conclusiones 82
4.2.7 EVALUACIÓN ECONÓMICO FINANCIERA PARA LA INSTALACIÓN DE LOS
TRANSFORMADORES 230/138 kV - 375 MVA EN LA SUBESTACIÓN PASCUALES 83
4.2.7.1 Naturaleza del Proyecto 83
4.2.7.2 Conclusiones ........83
CAPITULO 5
LA REIVIUNERACIÓN AL TRANSMISOR Y LA APLICACIÓN DE LOS
FACTORES GENERALIZADOS DE DISTRIBUCIÓN 90
5.1 METODOLOGÍA PARA LA OBTENCIÓN DE LOS FACTORES DE DISTRIBUCIÓN.... 92
5.1.1 ASIGNACIÓN DE COSTOS DE TRASMISIÓN UTILIZANDO FACTORES DE
DISTRIBUCIÓN ............92
5.1.1.1 Factores A 92
5.1.1.2 Factores D 94
5.1.1.3 Factores FP 98
5.1.2 APLICACIÓN DE LOS FACTORES AL COSTO MEDIO DE TRANSMISIÓN 99
5.2 EJEMPLOS DE APLICACIÓN DE LOS FACTORES DE DISTRIBUCIÓN .100
5.2.1 EJEMPLO 1: SISTEMA PAUTE-PASCUALES 1 101
5.2.2 EJEMPLO 2: SISTEMA PAUTE-TOTORAS ........103
5.2.3 EJEMPLO 3; SISTEMA SANTO DOMINGO-ESMÉRALOAS.. 105
5.3 IMPLICACIONES LEGALES QUE DERIVAN LA APLICACIÓN DEL MÉTODO
PROPUESTO 108
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CAPITULO 6
CONCLUSIONES Y^COMENTACIONES 111
6.1 CONCLUSIONES ....,„ .,„. , 111
6.2 RECOMENDACIONES 113
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 115
ANEXOS.... 118
ANEXO 01: DIAGRAMA UNIFILAR DEL SNT - U SEMESTRE 2000
ANEXO 02: PROYECCIÓN DE DEMANDA ANUAL DE POTENCIA PARA DISTRIBUIDORES
ANEXO 03: PROYECCIÓN DE POTENCIA EN TRANSFORMADORES DEL TRANSMISOR
ANEXO 04: DESPACHO ECONÓMICO REAL - PERIODO LLUVIOSO
ANEXO 05: DESPACHO ECONÓMICO REAL -PERIODO SECO
ANEXO 06: PRESUPUESTO DE INVERSIONES - PLAN DE EXPANSIÓN 2000-2009
ANEXO 07: FACTURACIÓN Y RECAUDACIÓN REAL DEL TRANSMISOR - PERIODO 2000
ANEXO 08: DI AGRAMA UNIFILAR DEL SNT 2001 UTILIZADO EN LA SIMULACIÓN
ANEXO 09: DATOS DE GENERACIÓN 2001 -PERIODO LLUVIOSO
ANEXO 10: DATOS DE GENERACIÓN 2001 - PERIODO SECO
ANEXO 11: FACTORES DE USO DE LAS LÍNEAS - PERIODO LLUVIOSO
ANEXO 12: FACTORES DE USO DE LAS LÍNEAS - PERIODO SECO
ANEXO 13: ACTIVOS TOTALES DEL TRANSMISOR
ANAXO 14: CÁLCULO DEL COSTO MEDIO
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RESUMEN
AI realizar un análisis de la operación del sistema de transmisión, se haencontrado que actualmente existen restricciones que deben ser superadas paraque el servicio de transporte de energía que ofrece el Transmisor a [os agentescumpla con los criterios de calidad, confiabilidad y seguridad establecidos por laLey.
Para superar estas congestiones y ampliar el sistema, debe llevarse a cabo elPlan de. Expansión de transmisión, para esto el Transmisor debe garantizar quesus ̂ cubran sus costos y proporcionen una ganancia que haga atractiva lainversión, pero en realidad los ingresos por concepto de tarifa son insuficientes.
A causa de la crisis económica las tarifas fijadas para la transmisión no son realesy existen problemas de recaudación, por tanto se propone la aplicación de unmétodo de tarifación que ofrezca señales de equidad y justicia en el pago,considerando el uso de la red, incentivando de esta manera el pago obteniéndoseasí un beneficio tanto para los clientes como para el Transmisor.
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PRESENTACIÓN
Esta Tesis presenta un análisis de la transmisión dentro del nuevo modelo demercado en el que funciona actualmente; el Sector Eléctrico, enfocándoseespecialmente en la importancia de aplicar un método justo de remuneración alTransmisor, que entregue señales de equidad a ios agentes que van a pagar porel servicio de transporte de energía.
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CAPITULO 1
INTRODUCCIÓN
1.1 ANTECEDENTES
Durante los últimos años el sector eléctrico ha sufrido una de sus más importantes
transformaciones, que obedece a [a instauración de un nuevo ordenamiento
económico y social. Paralelamente han crecido las exigencias en cuanto a
energía, si bien no en el volumen de la demanda, si en la calidad y agilidad del
servicio al cliente final, protegiendo sus derechos.
La tendencia que marca la época actual, es la de sustituir el monopolio estatal,
optando por un modelo de libre mercado y competencia que premia la calidad y
la oportunidad de la oferta, en un marco de reglas claras para todos los actores.
Como consecuencia de lo anterior, el Ecuador emprendió un proceso de
adecuación, que se afianza con la promulgación de la Ley de Régimen del Sector
Eléctrico, LRSE, el 10 de Octubre de 1997, lo que ha permitido el inicio de los
cambios en la estructura del Sector.
Los criterios de mercado señalan el camino a seguir en materia de estrategias
para la toma de decisiones, con una organización comprometida con una gestión
empresarial que optimice los recursos internos y sus potencialidades.
La Ley Reformatoria a la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, en el numeral 1 del
Art. 3 declara la Liquidación de INECEL en el Reg.Ofc. No.37 de 30 de Sept. de
1998. El INECEL entonces constituyó seis sociedades anónimas de generación
y una de transmisión; así mediante escritura pública, el 13 de enero de 1999,
nace la Compañía Nacional de Transmisión Eléctrica, TRANSELECTRIC S.A.,
cuyo objeto social principal es la prestación del servicio de transporte de Energía
Eléctrica, garantizando el libre acceso a las redes de transmisión a todos los
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agentes del MEM, esto es a los generadores, los distribuidores y los grandes
consumidores.
El servicio que debe prestar TRANSELECTRIC S. A. responde a la concepción
que fija la LRSE, en su Art. 33, y el Reglamento Sustitutivo ai Reglamento
General en los Artículos 85, 86 y 90; TRANSELECTRIC S.A. tiene que operar
sus instalaciones en tiempo real, cumpliendo por un lado, con los criterios de
calidad, seguridad y confiabilidad y, por otro, realizando las acciones de control
necesarias para mantener las condiciones y parámetros de calidad que
establecen las normas y reglamentos pertinentes; debe así mismo expandir el
Sistema Nacional de Transmisión y permitir el libre acceso a la capacidad de
transmisión con un trato igualitario, sin discriminar, premiar ni ofrecer ventajas o
preferencias comerciales.
Al constituirse el servicio de transporte como un negocio independiente se crea la
necesidad de establecer un cargo o un pago por dicho servicio. En la Ley de
Régimen del Sector Eléctrico, en forma general se constituye el derecho de
percibir una remuneración, y es el reglamento de tarifas donde se lo instrumenta;
para ello se determina la estructura de costos para la fijación de la tarifa, y se
establece que será el costo medio del sistema de transmisión el que sustentará la
determinación de la tarifa.
Según el Art. 20 del Reglamento de Tarifas, la tarifa del transmisor contemplará
dos cargos, uno por transporte relacionado con el uso de las líneas y
subestaciones y otro por conexión debido al uso de instalaciones y equipos.
De ahí que la presente tesis de grado se realice en este entorno de aplicación del
modelo de desarrollo del sector y en la búsqueda de un equilibrio entre lo que
deben pagar los agentes por el servicio del transporte y lo que debe percibir el
transmisor por el uso de su equipamiento existente y futuro previsto en el Pían de
Expansión.
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1.2 OBJETIVOS
Entre (os objetivos más importantes se plantean:
Conocer afondo la operación actual del SNI para encontrar las restricciones que
se presentan en el mismo y determinar un nivel mínimo de inversión, encontrando
un equilibrio entre la expansión y la operación del sistema con restricciones.
Estudiar la forma actual de remuneración al transmisor encontrando sus
beneficios y limitaciones, estableciendo aquellos problemas que causan costos
innecesarios a la operación global del sistema que son trasladados al usuario
final.
Definir una metodología de cálculo y asignación de las responsabilidades en el
uso de las instalaciones actuales y futuras (expansión) del sistema de transmisión
por parte de los agentes que inyectan o retiran energía de la red.
1.3 ALCANCE
Esta Tesis se encamina a determinar como se realiza la remuneración al
transmisor, ya que este tema es muy discutido debido a la necesidad de encontrar
una metodología justa tanto para el transmisor como para el usuario. Analizando
la tarifa aplicada dentro del nuevo modelo del sector eléctrico en el que el
transmisor así como los demás agentes son empresas cuyo objetivo es vender su
producto y recuperar su inversión además de tener una ganancia que permita la
ampliación del sistema.
Se presenta una revisión del modelo en el que evolucionó el sector eléctrico, las
características que se exigen del transmisor en el nuevo mercado y la forma como
se remunera al transmisor en forma general.
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A continuación se realiza un resumen de la situación del sector eléctrico en el
Ecuador y de la normativa incluida dentro de la Ley de Régimen del Sector
Eléctrico que afecta al Transmisor, pasando luego a revisar el método según el
cual se calcula actualmente la tarifa de transmisión.
En el campo operativo se realiza un análisis del desempeño actual del sistema de
transmisión y se determinan las restricciones presentes en condiciones de
demanda máxima para la época de alta hidrología, considerando que son las que
más exigen del sistema ya que la generación está localizada en Paute lo que
provoca problemas de voltaje y saturación de la capacidad de transformadores.
Una vez obtenidos los puntos en los que el sistema presenta congestiones se
comparan los resultados del análisis realizado, con el presentado por el
transmisor para comprobar que se llegan a resultados similares para después
contrastar estos con el plan de expansión presentado por el Transmisor y
revisado por el CONELEC para el periodo 2000 - 2009, para determinar si las
restricciones encontradas son levantadas con los proyectos propuestos en la
planificación.
De las congestiones encontradas se escogen algunas representativas sobre las
cuales se procede a realizar la evaluación económico-financiera que permita
determinar si la alternativa escogida que permite superar la restricción es más
económica que pagar las multas por restricciones que se establecen en el MEM y
su normativa. Los resultados de este análisis son un indicador que permite
establecer que tan beneficioso para la empresa es realizar una obra. El análisis se
hace considerando el método de tarifación actual y trata de determinar si los
ingresos que se perciben a través de este método serán suficientes para llevar
adelante la planificación que permita levantar las restricciones.
En el siguiente capítulo se presenta la propuesta de un nuevo método que
considere el uso que hacen los agentes de las redes para el cálculo de la tarifa de
transmisión tratando que esta sea más justa para el usuario. Aquí se explica la
forma de cálculo de este método y se muestran los resultados obtenidos.
-
El último capítulo contiene las conclusiones y recomendaciones a las que se llegó,
comparando los resultados obtenidos, con los ingresos que se consigue con la
tarifa actual y también los provenientes de los análisis de congestiones realizados
en la primera parte.
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CAPITULO 2
LA TRANSMISIÓN EN EL MODELO DE MERCADO Y
METODOLOGÍA ACTUAL DETARIFACIÓN
La remuneración al servicio de transporte es un tema que se encuentra en
discusión actualmente tanto en el Ecuador como en el resto del mundo [10], ya
que existen algunas metodologías aplicadas con distintas adaptaciones, según las
necesidades de cada país, pero ninguno de los métodos ha demostrado tener las
características necesarias para ser considerado como óptimo.
En América Latina la industria de la energía eléctrica ha sufrido una profunda
transformación, cambiando de un sistema integrado verticalmente a un mercado
de libre competencia, empezando por Chile en 1982 y el resto de los países
latinoamericanos a partir de 1990 así: Argentina en 1992, Perú en 1993, Bolivia y
Colombia en 1994, América Central y Brasil en 1997. En México, Paraguay,
Uruguay, Venezuela y Ecuador el proceso a sido más lento estructurándose con
mayor fuerza a partir de 1999. A pesar de la diversidad en el tamaño de los
países y de las diferentes demandas de potencia todos han tomado caminos
similares hacia mercados desregulados y esquemas de libre competencia que
tuvieron sus bases conceptuales en el modelo adoptado originalmente en el Reino
Unido [15].
El nuevo modelo plantea la creación de un mercado eléctrico en el que los
generadores como agentes privados compiten libremente. Los demás actores
son: el transmisor, los distribuidores y grandes consumidores (grandes empresas
que representan cargas superiores a un nivel previamente estipulado), que al ser
monopolios naturales son regulados por el CONELEC, se creó además al
CENACE como ente coordinador del mercado, encargado de la operación y el
despacho económico de las unidades.
-
Un nuevo marco legal y regulatorio, con otro sistema de precios se han
establecido para avalar y soportar los cambios realizados en el sector eléctrico.
Se crea una clara división en empresas independientes de las tres actividades del
sector generación, transmisión y distribución con el objetivo de que su actividad
sea concesionada a empresas para que se facilite su control, se promueva la
participación privada y se creen condiciones de libre competencia.
Esta evolución del sector busca mayores niveles de eficiencia que cumplan con la
nueva visión de la industria de la energía eléctrica al ser manejada como un
negocio. El objetivo es llegar a un modelo en el que todos ios agentes trabajen en
libre competencia y el usuario final pueda escoger quien sea su proveedor de
energía logrando que los consumidores consigan ei menor precio posible en el
mercado, así como el libre acceso a las redes de transmisión y distribución. Otro
resultado previsible es que con la competencia, el sistema reduzca sus costos
haciendo uso de tecnologías más eficientes.
2.1 NUEVOS MODELOS DE ESTRUCTURACIÓN DEL SECTOR
ELÉCTRICO
2.1.1 MODELO DE COMPETENCIA AL POR MAYOR
Este modelo se caracteriza por empresas de distribución que pueden escoger a
quien comprar junto con una competencia en la generación. En este modelo los
consumidores finales no tienen la posibilidad de escoger a quien comprar la
energía eléctrica y portante los distribuidores tienen un monopolio sobre la venta
de energía a los consumidores finales.
En este sentido se puede decir que en el modelo la venta de energía se realiza a
nivel de subtransmisión, permitiendo un acceso libre a las líneas de transmisión
tanto para los generadores como para los distribuidores que tienen que pagar
únicamente un peaje por el uso de las instalaciones de transmisión.
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En este modelo, los generadores se encuentran en competencia y pueden
vender su energía tanto a los distribuidores como al mercado, del mismo modo
que los distribuidores pueden comprar directamente a los generadores o al
mercado, es decir se tiene un mercado abierto, pero se mantienen un monopolio
de los distribuidores sobre los consumidores finales. Se conserva la figura de un
ente regulador que controla a los distribuidores debido al monopolio dentro de las
zonas de concesión, la estructura de las partes en competencia en el mercado y
la utilización de las líneas de transmisión.
Arreglos Económicos
Las funciones de despacho deben ser independientes de los actores del mercado.
El operador del sistema esta encargado de mantener la frecuencia y el voltaje del
sistema de transmisión estable. El operador requiere acceso a la información
sobre la operación de las líneas de transmisión, soporte para voltaje, frecuencia y
reserva de energía.
En el mercado ocasional o spot se establece el precio de mercado de forma
horaria o cada media hora, en función del equipamiento de la generación que
satisface la demanda.
Los precios en la transmisión deberían reflejar el costo marginal de la misma
forma que la generación, lo cual garantiza el uso racional y económico del sistema
de transmisión. En el modelo no se requiere el libre acceso de los agentes a las
líneas de distribución, sino solamente a las líneas de transmisión y el precio debe
cubrir las necesidades de mantenimiento y crear un incentivo económico para
ampliar y mejorar el sistema.
El mercado eléctrico es un mercado libre en el que las partes pueden entrar y salir
según los movimientos de! mismo. En el mercado los precios deberían fijarse por
la libre competencia entre los generadores y los movimientos propios del
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mercado, pero en la práctica la mayoría se dan por acuerdos bilaterales entre los
compradores y los generadores que operan en el mercado.
Transmisión
En este modelo las funciones de transmisión necesitan ser redefinidas, primero
deben consolidarse las redes de transmisión, para la mayoría de las redes se
deben hacer negociaciones según la operación, los flujos y las interfaces entre las
redes. Después las funciones de la transmisión deben ser separadas en una o
varias compañías, según las necesidades del mercado, que se encarguen del
negocio del transporte de energía. Las nuevas funciones relacionadas con la
operación de la red deben ser adecuadamente identificadas y asignadas. Las tres
funciones más importantes son: Despacho, Transmisión y Operación del
Mercado.
El Despachador debe mantener estable el sistema de transmisión y actuar como
un controlador de tráfico. El encargado del despacho es mejor que sea un ente
independiente tanto de los compradores como de los vendedores de electricidad.
El Proveedor de Transmisión debe ser accesible a todos los agentes del mercado,
compradores y vendedores los que deben pagar por eí uso de las líneas.
El Operador del Mercado debe identificar los arreglos para establecer el
desbalance entre el valor de los contratos de energía y los flujos actuales.
Todas estas funciones deben a menudo ser cumplidas independientemente de los
negociantes del mercado que tendrán que ser duramente regulado.
Generación y Venta al usuario final
El rol de los Distribuidores es ser compradores de energía en este modelo. Estos
pueden escoger a quien comprar la energía, ya sea directamente a los
generadores que se encuentran compitiendo entre si o al mercado, los precios en
generación se darán únicamente por la competencia y el mercado, esto es por
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las leyes de oferta y demanda, pero si existiese un sobreprecio en la venta, el
hecho de que los distribuidores mantengan un monopolio sobre el consumidor
final significa que este exceso en los costos puede ser pasado a ios usuarios, por
tanto se necesita que los monopolios sean controlados.
Resumen
En este modelo se puede escoger la generación, tanto en calidad como en tipo, o
comprar la energía a! mercado. Un generador construirá una planta sí el precio del
mercado ofrece la cobertura de costos de construcción, operación y una
ganancia, esta se dará mientras el costo de producción sea menor, por tanto se
incentiva la creación de centrales de bajos costos, principalmente hidráulicas o a
gas. En este modelo los generadores son los encargados de buscar los contratos,
sin embargo existe un ente, el mercado spot al cual ellos pueden vender su
energía, lo que significa que el contrato de compra-venta no es esencial.
La competencia para lograr disminuir los costos y la operación de mercado es el
real incentivo para la eficiencia en generación incluso con un limitado número de
compradores y con un mercado saturado con contratos a plazo. Quien genera a
bajos costos puede vender potencia ai mercado spot y en efecto vender esta por
un alto precio debido a los contratos establecidos. Pero un generador que
produce a elevados costos puede incluso decidir cerrar la planta y pagar su
obligación a través del mercado spot. Esta es una poderosa herramienta para
alcanzar la eficiencia en generación.
2.1.2 MODELO DE COMPETENCIA AL POR MENOR
El modelo es conocido como de competencia al por menor o de acceso directo,
en este todos los consumidores tienen acceso a comprar directamente a los
generadores en competencia o a un mercado minorista. El modelo difiere del
anterior en que este se caracteriza porque todos los consumidores tienen opción
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a escoger y los distribuidores no tienen un monopolio sobre el consumidor final.
En este modelo las líneas de distribución deberán tener acceso abierto, del
mismo modo que las líneas de transmisión, a todos los agentes del mercado.
Con esta estructura existe una libre entrada y salida al mercado de generación
esto significa que no habría regulación sobre la necesidad de nuevas plantas ni
sobre la capacidad de producción ya que esta se controla solo por las fuerzas del
mercado. El mercado minorista es una nueva función del modelo, se enfatiza que
no es un modelo de comprador sencillo, no son agencias compradoras, no toman
riesgo de mercado y no pueden discriminar precios. Este no requiere de
empresas de distribución sino de una agencia encargada de las líneas de
distribución.
Este es un modelo sencillamente de transportación en el que se tiene una energía
en movimiento para facilitar el intercambio bilateral. Se da la entrega física de la
energía mediante el intercambio sobre una red integrada. Los arreglos en el
mercado spot, según la oferta de los generadores se facilitan las acciones de
despacho por orden de mérito y el precio se da de acuerdo a la demanda medida
cada intervalo de tiempo establecido (una hora o media hora).
Arreglos Económicos
El modelo necesita de un libre acceso a todas las líneas tanto de transmisión,
como de distribución, por lo que se necesita introducir un mecanismo que cree
una red que permita el intercambio bilateral, estos deben ser similares a los que
se describen en el modelo anterior. Como se necesita de un acceso a todas las
líneas, los agentes, compradores y vendedores, deberán pagar un peaje por
utilizarlas, este precio debe cubrir los costos y proveer de un incentivo económico
que premie la eficiencia y mejoras.
En el modelo, el mercado spot es esencial ya que maneja los arreglos
contractuales entre consumidores y productores y la utilización de las redes. En
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este modelo la medición se convierte en el principal problema ya que se necesita
medir la demanda de cada consumidor cada media hora, o según el periodo que
sea establecido. Es decir que el precio cambia en cada intervalo de tiempo, por lo
que es necesario conocer como participa cada consumidor en el mercado
minorista cada periodo determinado.
Transmisión y Distribución
No debe haber obviamente razones de conflicto porque la distribución y la
transmisión no deberían estar en la misma compañía. Se tiene el mismo negocio
con diferentes niveles de voltaje y todas las líneas funcionan como restos de los
monopolios. Históricamente sé esta acostumbrado a trabajar con la transmisión
separada de la distribución y una razón para sostener esta separación es
mantener el esquema de competencia, por tanto el control que se tenga sobre las
empresas encargadas de la transportación deberá ser más severa que las que se
encargan de las empresas de distribución en el modelo anterior.
Resumen
Este modelo exige gasto en nuevas tecnologías debido a la necesidad de
mediación a todos los consumidores, a intervalos cortos de tiempo, y como de
estas dependen los precios a pagarse deben ser lo más exactas posibles, esto
hace que las utilidades bajen por lo que debe mantenerse un margen de ganancia
que sostenga el interés por la competencia y por mejorar calidad y eficiencia.
Como los precios están dados totalmente por los movimientos del mercado, se
debe tener plantas que produzcan a bajos costos para que se pueda recuperar los
costos con una ganancia razonable caso contrario las plantas se verán obligadas
a cerrar, esto mantiene el espíritu de competencia y el interés por alcanzar
mejores niveles de eficiencia.
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2.1.3 VISION CONCEPTUAL DE LOS MODELOS - DOS PARADIGMAS
Un paradigma es el modelo de mercado derivado de la observación de la mayoría
de mercados, donde productores, vendedores y minoristas toman posesión de un
producto físico y el transporte de un lugar a otro de variadas maneras. Este
paradigma es aplicado a la electricidad en la operación de las redes, pago por el
transporte (transmisión) los minoristas que venden al consumidor final a través de
las redes de distribución pagando por el uso de estas.
El paradigma observa si el sistema económico se acomoda al comercio bilateral
de la energía, a las reglas de la libre competencia y a la fijación de los precios por
las fuerzas del mercado, oferta y demanda. Y así se tiene una definición sobre
como el mercado debe empujar a los precios de todos los servicios para que
exista competitividad a todos los niveles que dice: Ei costo marginal de proveer
un servicio si hay un exceso de capacidad o el valor del servicio sí este no esta
disponible. Si no hay competición por ejemplo en transmisión, el trabajo del
regulador es determinar el costo marginal que puede ser cargado a los
consumidores.
El otro puede ser llamado paradigma de optimización, en este los precios del
transporte están separados geográficamente de los precios de mercado, y si hay
competición en el transporte y los precios deben ser iguales a los costos
marginales si es que hay un exceso en el transporte o una renta de congestión si
es que no los hay. Los precios de los minoristas incluirán la suma de los costos
marginales y los costos de distribución. Y en éste, el operador del sistema compra
y vende a precios nodales.
En esencia en las transformaciones hay un cambio en el paradigma de la
comprensión del negocio de la electricidad reconociendo esencialmente diferentes
características económicas para los ámbitos de generación, transmisión y
distribución. La generación esta clasificada como un campo en donde la
competencia puede ser estimulada pero el proceso de desregulación se hace más
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complicado al hablar de la transmisión o distribución ya que no pueden ser
clasificadas como perfectamente competitivas.
2.2 CARACTERÍSTICAS DE LA TRANSMISIÓN EN EL NUEVO
MODELO
2.2.1 LIBRE ACCESO
Como se puede ver ambos modelos ponen énfasis en la necesidad de la
implementación de sistemas de transmisión funcionando en un esquema de libre
acceso como factor clave dentro del proceso de desregulación del mercado
eléctrico, ya que sin el ubre acceso no es posible la libre transacción entre los
participantes del mercado eléctrico y portante la competencia no es posible [10].
Se han presentado dos formas distintas de libre acceso que dependen del tipo de
regulación en la que se aplique, tradicional o avanzada;
Acceso explícito.- Cuando se aplica el libre acceso en un sistema tradicional
caracterizado por un acceso muy restringido tratando de establecer cierta
competencia. Se basa en transacciones o contratos físicos, es decir que requieren
movimiento real de energía, por ejemplo demandaría del generador el
seguimiento de la curva de carga del distribuidor.
Acceso implícito.- Aplicado en sistemas liberalizados organizados en un ámbito
de mercado eléctrico mayorista en el que todos los agentes tienen acceso a la red
facilitando su participación en el mercado, aquí pueden establecerse contratos
fijos de suministro que buscan proteger a los agentes contra la volatilidad del
precio de mercado asegurando así un precio fijo para la compra y venta de una
determinada cantidad de energía.
Por tanto la transmisión deja 'de ser una actividad relacionada con las
necesidades de un generador por abastecer a un consumidor para convertirse en
-
15
un negocio independiente cuyas redes puedan ser utilizadas por cualquiera que
necesite abastecer una demanda proporcionándose así condiciones de
competencia entre los distintos generadores.
Esta necesidad de libre acceso plantea otro enfoque para la función y la
operación del transmisor dejando patente la necesidad de establecer nuevos
procedimientos de asignación de costos por transporte ya que esta actividad se
instituye como una empresa independiente cuyo negocio es la puesta a
disposición de sus redes para el transporte de energía.
2.2.2 MONOPOLIO NA1TORAL
Se conoce como monopolios naturales al grupo de industrias que en una situación
de monopolio suministran bienes y servicios esenciales, sujetos a regulación
pública con el fin de que operen en el interés público. Es difícil precisar cuales
son las industrias que caen dentro de este grupo, puesto que lo que constituye el
interés público o los bienes esenciales es una cuestión de opiniones personales y
políticas.
En términos generales, las industrias que más se consideran como empresas de
servicios públicos son aquellas que suministran servicios por medio de cables,
tuberías y vías, es decir, el agua, el gas, la electricidad, las telecomunicaciones,
los servicios sanitarios y los ferrocarriles. Todos ellos poseen una característica
común: el empleo de grandes cantidades de equipo especializado y caro. Para
mantener unos precios bajos, y al mismo tiempo, obtener un ingreso suficiente
para satisfacer los sustanciales intereses y amortizaciones de su capital, las
unidades productoras individuales de estas industrias deben servir al máximo
posible de clientes. Por esta razón, resulta generalmente antieconómico poseer
más de un tipo de cada empresa que sirva a un área.
Siempre que la producción se presenta en estas condiciones, conduce
generalmente a alguna forma de regulación pública, desde el control de precios o
-
16
la limitación del tipo de beneficio obtenido sobre el capital invertido al
funcionamiento y propiedad publica directa.
La separación de las actividades del sector eléctrico muestra al transmisor
básicamente como un monopolio natural tanto por el tipo de las instalaciones
como por la operación del sistema ya que existen evidentes economías de escala
en el transporte por motivos técnicos, por costos de construcción y por utilización
del suelo, como puede verse por ejemplo en la disminución de los costos unitarios
de la red debido a las diferentes tensiones empleadas, esto con respecto a las
instalaciones.
Con relación a la operación, dadas las características propias del sistema de
transmisión y la condición física del flujo por las líneas dentro de un sistema
ínterconectado, se hace necesario que la operación de los mismos sea
centralizada, para permitir el equilibrio instantáneo de la oferta y la demanda, sin
que se afecte la seguridad y calidad del servicio, lo que no significa que puedan
existir varios propietarios de la red de transporte como se ve en muchos países
grandes como Brasil y Argentina o uno solo como en el caso de Ecuador.
Las leyes físicas del flujo de potencia acoplan los elementos individuales de la red
de forma que la capacidad de transporte de estos depende tanto de sus
características propias como de su ubicación en la red.
Una vez que el activo se conecta a la red, las leyes físicas fijarán su régimen de
operación independientemente de cualquier decisión económica individual que
soporte su instalación.
Al ser ia transmisión un monopolio es necesario que sea regulado, esta regulación
debe cumplir algunas condiciones que son necesarias en aspectos como precios,
acceso, operación e inversiones los cuales deben cumplir requisitos de eficiencia
económica, viabilidad y calidad de servicio.
-
17
2.3 REMUNERACIÓN
El principal problema al aplicar los conceptos de libre acceso en ios sistemas de
transmisión es el planteamiento de un sistema de recuperación de costos que
asegure un pago adecuado al propietario de la red de transmisión por parte de los
usuarios de la misma, de forma que sea un servicio económico y además se
garantice un retorno de la inversión suficiente que adicionalmente incentive y
permita la expansión de la red,
El problema ha sido afrontado de distintas formas por los países en los que se ha
implementado este modelo respondiendo a las características propias de sus
sistemas [11].
2.3.1 COSTOS MARGINALES
El costo marginal de producción y el beneficio marginal de consumo del sistema
constituyen las señales económicas que promueven el comportamiento eficiente
de los agentes en el mercado. En ausencia de economías de escala y ante una
estructura lineal de costos la remuneración de una actividad de producción
basados en el costo marginal como precio de la transacción permite la
recuperación de los costos de inversión y de operación.
En América Latina, los países han desarrollado un esquema de acceso abierto
que combina la asignación completa de los costos de la red de transmisión para
todos los agentes con mecanismos de costos marginales. Considerándose el uso
multilateral del sistema de transmisión con todos los agentes contribuyendo al
financiamiento de la red común basándose en el uso físico y económico del
sistema, indiferente de los arreglos comerciales [16].
El sistema de precios marginales para sistemas generación-transmisión-
distribucíón en Latinoamérica, ha sido reconocido como el mejor mecanismo para
-
18
reproducir las condiciones de un mercado competitivo en un sector que integra
tanto actividades competitivas como monopolices.
Se han aplicado esquemas de precios marginales geográficamente diferenciados
(precios nodales) con el objeto de alcanzar la eficiencia económica óptima tanto a
largo como a corto plazo. El establecimiento dinámico de niveles de producción y
consumo guiados por las respectivas curvas de costo de producción y beneficio
del consumo, lleva al sistema a su óptimo funcionamiento económico, lo que
convierte a los precios marginales en la señal óptima de corto plazo para los
agentes.
Por tanto, se da la aplicación de costos marginales de corto plazo o de operación,
que son el costo del suministro de una unidad adicional de demanda,
considerando el sistema eléctrico existente y resultan de un equilibrio entre la
oferta y la demanda.
En este los consumidores pagan el costo marginal de la energía que consumen
mientras los generadores reciben como ingresos la energía producida valorada al
costo marginal. Así el transmisor recibe la diferencia entre los pagos de los
consumidores y el cobro de los generadores.
Realizando una explicación más detallada de la forma en que los costos
marginales o puntuales se aplican a los agentes del mercado, se tiene:
Generadores: a los generadores se les paga la energía que producen al
precio puntual en su barra, este precio se obtiene utilizando factores de
nodo. En un mercado de competencia perfecta las ofertas de los
generadores se aproximan mucho a sus costos marginales, condición
necesaria para que el mercado sea eficiente. Los ingresos recibidos así por
los generadores, deberían ser suficientes para remunerarlos
adecuadamente, esto en condiciones ideales en un modelo conceptual.
Consumidores: El consumo de cada barra se paga al precio puntual vigente
en cada momento en la barra correspondiente
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19
Transmisor: los propietarios de la red reciben un ingreso conocido como
ingreso variable de transporte que se obtiene como diferencia entre lo que
pagan los consumidores y lo que ingresa a los generadores a precio puntual,
esta cantidad es positiva y no nula.
Los precios marginales tienen la virtud de enviar a los agentes individuales las
señales óptimas en el corto plazo. De la aplicación de los costos marginales se
obtiene automáticamente un ingreso para la red de transporte que se ha
denominado Ingreso Variable de Transporte. Pero el estudio de la teoría
marginalista ha demostrado que en sistemas reales el ingreso esta muy por
debajo de las necesidades reales de los ingresos en las redes de transporte, que
tipicamente.se encuentran en torno al 20% de los costos anuales de la red,
porcentaje que puede variar dependiendo del tipo de sistema del que se trate.
Los precios marginales de la electricidad tienen todas las ventajas requeridas en
cuanto a la optimalidad de las señales que envían a los agentes en el corto plazo,
además no son difíciles de calcular y a efectos de los ingresos del transporte
pueden aplicarse aunque el mercado eléctrico no este organizado en torno a
ellos. Sin embargo, su principal inconveniente es el no llevar a la recuperación
completa de los costos de la red, a pesar de ello, su utilización aporta una
información muy útil como medio de comprobar si las transacciones realizadas
tienen sentido económico es decir si se traslada energía de zonas con precios
barato a zonas más caras. Otro problema de los gastos marginales de corto plazo
es su volatilidad, resultado del funcionamiento real del sistema.
Al no poder recuperar los costos del transmisor utilizando únicamente los precios
marginales se ve la necesidad de utilizar algún método que permita complementar
los ingresos variables para lograr la remuneración completa de la red, para lo cual
se han estudiado muchos métodos que tratan de distorsionar lo menos posible el
comportamiento deseable de los agentes [9]. En el capítulo 4 se propondrá una
metodología que permita distribuir estos costos según el uso que los usuarios
hagan de la red.
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20
Por esto la tarifa de transmisión se ha dividido en dos partes, una la
correspondiente al ingreso variable recuperada a través de costos marginales y
otra la parte fija o complementaria que va a permitir cubrir ía totalidad de los
costos del transmisor.
2.4 EL SECTOR ELÉCTRICO EN EL ECUADOR
El Ecuador desde comienzos de la década del 70 surgió con un modelo integrado
verticaímente en el cual todas las etapas estaban a cargo de una misma empresa,
el Instituto Ecuatoriano de Electrificación INECEL Este controlaba la generación y
la transmisión, además de ser el principal accionista en casi todas las empresas
de distribución del país (una excepción es por ejemplo EMELEC).
El INECEL actuaba al mismo tiempo, como organismo regulador y de control sobre
los entes que el mismo dirigía, por lo que se cubrían ineficiencias de algún
segmento del negocio, lo que disminuyó la capacidad económica del sector,
situaciones que con el tiempo socavaron la existencia de este modelo.
Otro punto que llevo al colapso al INECEL fue la fijación de las tarifas, de las que
también se encargaba, más al ser este un organismo estatal, estuvo siempre
regido por los cambios y presiones políticas, por lo que la fijación de tarifas no
respondió a las necesidades de cubrir el endeudamiento de las empresas ni a
cumplir los planes de expansión.
Estas razones llevan al modelo de propiedad estatal y manejo vertical a su fin, no
solo en el Ecuador, sino en la mayoría de los países de América Latina. Así el
modelo que surgió como una respuesta para el desarroilo del sector eléctrico en
la mayoría de países y recibió apoyo de organismos internacionales a principio de
los 70's veía su caída a principios de la década del 90.
El nuevo modelo desarrollado en el Ecuador se basa en la separación de las
actividades de generación, transmisión y distribución en empresas
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21
independientes. Se tiene una visión de competencia y eficiencia que produzca
incentivos para la inversión, Y se mira al Sector Eléctrico desde un nuevo punto
de vista, como un negocio en ambiente de competencia dentro de un mercado
cuyo objetivo es lograr réditos que permitan alcanzar una autosuficiencia
económica.
Así se pasa a un esquema en el que se tiene a los generadores en libre
competencia. Aparece un mercado, el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), la
transmisión y la Distribución pasan a ser servicios regulados que se dan con
concesión de derecho exclusivo. Aparece además la figura de los Grandes
Consumidores que participaran directamente en el mercado, pudiendo comprar
energía directamente a generadores, sin necesidad de la intervención de una
empresa de distribución, obligando a estos a competir con los generadores para
conservarlos dentro de sus clientes.
Se tiene además la aparición de dos organismos independientes de los actores
del mercado, estos son el Consejo Nacional de Electricidad CONELEC encargado
de fijar normas y regulaciones y hacer que se cumplan y la Corporación Centro
Nacional de Control de Energía CENACE, órgano técnico encargado del control y
operación en línea de todo el sistema.
Los Distribuidores participarán en el mercado, comprando energía a los
generadores o al mercado a través de contratos que garanticen que podrán
satisfacer las necesidades de sus consumidores. Los grandes consumidores,
también podrán suscribir contratos a plazos con los generadores al igual que los
distribuidores.
Se tiene una variación de los precios en el mercado, ya que cuando se compra
bloques grandes de energía el precio se dará de acuerdo al despacho de las
unidades, y variará según la barra en la que se realice la transacción así será el
distribuidor o el generador que deberá pagar por el uso de las líneas de
transmisión, lo que se significa que éstas deben tener un libre acceso a terceros.
-
22
Este modelo sufre todavía de algunos inconvenientes, debido principalmente a la
inestable situación política y económica por la que atraviesa el país, además de la
grave crisis social que impide que las suban tarifas y lleguen a cubrir totalmente
los costos económicos del sistema.
Más la visión sobre este modelo es optimista ya que se cree que funcionará y
logrará los objetivos por los que fue adoptado cuando se mejore la situación
económica del país y se pueda entrar en un mercado de libre competencia en que
los precios puedan ser fijados por las fuerzas del mercado y las tarifas a los
usuarios puedan cubrir los costos del sistema.
2.4.1 REGULACIONES RESPECTO A LA TRANSMISIÓN
Para sustentar los cambios que se dieron en el Sector Eléctrico se dictó la Ley de
Régimen del Sector Eléctrico el 18 de septiembre de 1996, en cuyo Artículo 5, se
cita los objetivos principales que se espera alcanzar con este nuevo modelo, de la
siguiente manera:
Objetivos
Proporcionar ai país un servicio eléctrico de alta calidad y confiabilidad que
garantice su desarrollo económico y social;
Promover la competitividad de los mercados de producción de electricidad y
las inversiones de riesgo del sector privado para asegurar el suministro a
largo plazo
Asegurar la confiabilidad, igualdad y uso generalizado de los servicios e
instalaciones de transmisión y distribución de electricidad
Proteger los derechos de los consumidores y garantizar la aplicación de
tarifas preferenciales para los sectores de escasos recursos económicos
Reglamentar y regular la operación técnica y económica del sistema, así
como garantizar el libre acceso de los actores del servicio a las instalaciones
de transmisión y distribución
-
23
Regular la transmisión y distribución de electricidad, asegurando que las
tarifas que se apliquen sean justas tanto para el inversionista como para el
consumidor
Establecer sistemas tarifarios que estimulen la conservación y el uso
racional de la energía
Promover la realización de las inversiones privadas de riesgo en generación,
transmisión y distribución de electricidad velando por la competitividad de los
mercados
Promover la realización de inversiones públicas en transmisión
En la ley se especifica que las instalaciones de transmisión que eran parte del
Estado por medio de INECEL serán transferidas en favor de la empresa de
transmisión creándose una sola compañía concesionaria del servicio de
transmisión, con carácter de sociedad anónima que es TRANSELECTRIC S.A.
En el texto de la Ley se identifican a las siguientes como las principales
obligaciones del Transmisor:
El transmisor tendrá la obligación de expandir el sistema basándose en
planes preparados por él y aprobados por el CONELEC. Esta es una
condición específica de la legislación ecuatoriana, que no se encuentra en
otros países, en los que los generadores son los encargados de expandir el
sistema según sus necesidades.
Mediante el pago del correspondiente peaje, el transmisor está obligado a
permitir el libre acceso de terceros a la capacidad de transmisión y
transformación de su sistema.
Para los fines de la Ley la capacidad de transmisión incluye la de transformación y
el acceso a toda otra instalación o servicio que el CONELEC determine, siempre y
cuando esas instalaciones sean directamente necesarias para la prestación del
servicio respectivo.
-
24
El transmisor no podrá otorgar ni ofrecer ventajas o preferencias en el acceso a
sus instalaciones para el transporte de energía, a los generadores, consumidores
o distribuidores, excepto, las que puedan fundarse en categorías de
consumidores o en diferencias concretas y objetivas que se determinen en el
reglamento respectivo.
Respecto a las tarifas de transmisión, la ley es clara en expresar que:
Las tarifas que paguen los agentes por el uso del sistema de transmisión deberán,
en su conjunto, cubrir los costos de inversión, depreciación, operación,
mantenimiento, pérdidas de transmisión y la rentabilidad correspondiente.
2.4.2 MÉTODO UTILIZADO PARA REMUNERAR AL TRANSMISOR
En el Ecuador, al igual que en el resto de Latinoamérica se encuentra aun en
discusión cual es el mejor método de remunerar al transmisor, pero de acuerdo a
la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, la remuneración al transmisor se
establece en el Art 20 del Reglamento de Tarifas y dice que la tarifa de
transmisión contemplará un cargo relacionado con el uso de las líneas y
subestaciones del Sistema Nacional de Transmisión y un cargo por conexión,
relacionado con el uso de las instalaciones y equipos que en forma exclusiva, le
sirven a un agente del mercado mayorista para conectarse al SNI para
materializar sus transacciones.
El costo de transmisión, junto con los costos por generación y distribución son
incluidos en la tarifa al usuario final y según la LRSE e! Artículo 6, los costos para
la determinación de las tarifas comprenden el precio referencial de la generación,
el costo medio del sistema de transmisión y el valor agregado de distribución
VAD.
El precio referencial de generación lo calcula el CENACE y es aprobado por el
CONELEC, considerando la componente de energía correspondiente al promedio
ponderado de los costos marginales de generación de corto plazo para un período
-
25
de simulación de un año del despacho económico proveniente de la planificación
operativa del CENACE. Y la componente de capacidad que corresponde a la
anualidad de las inversiones consideradas a la tasa de descuento y para una vida
útil aprobadas por el CONELEC, para poner en funcionamiento un equipamiento
marginal de mínimo costo que cubra la demanda máxima del sistema, a la que se
agregan los costos fijos de operación y mantenimiento.
El VAD o Valor Agregado de Distribución se obtiene para los niveles de
subtransmision, media y baja tensión, en cada nivel se tiene los componentes de
costo de capacidad, administración, pérdidas y comercialización. El estudio
técnico económico y los resultados del VAD son calculados por cada distribuidora
y aprobados por el CONELEC.
El costo medio del sistema de transmisión corresponde al costo de capacidad que
se determina como la suma de los costos de inversión, depreciación,
administración, mantenimiento y pérdidas
Los costos de la inversión provendrán del programa de expansión optimizado del
sistema para un periodo de diez años, cuyo estudio será preparado por el
Transmisor en coordinación con el CENACE y aprobado por el CONELEC.
Mediante el flujo de caja descontando de los activos de la empresa de transmisión
considerada la expansión optimizada y asociados a ía demanda máxima
correspondiente, se obtendrán los costos medios de inversión. El costo imputable
a la tarifa será la anualidad de los costos medios de la inversión para una vida útil
de 30 años y la tasa de descuento aprobada por el CONELEC.
Los costos de depreciación, administración, operación y mantenimiento son
calculados por el transmisor y aprobados por el CONELEC.
-
26
2.5 EL COSTO MEDIO DE TRANSMISIÓN
El 26 de octubre de 1998, en el Registro Oficial No. 54 se publicó el Reglamento
de Tarifas, el cual determina la estructura de costos para la fijación de tarifas; en
el caso específico del Transmisor, se establece que debe ser el costo medio del
sistema de transmisión el que sustentará la determinación de la tarifa
correspondiente.
2.5.1 METODOLOGÍA DE CÁLCULO
El Reglamento de Tarifas, determina que el cálculo del costo medio de
transmisión deberá contemplar los costos de inversión los mismos que
provendrán del programa de expansión del sistema para un período de diez años
al mismo tiempo, establece que, mediante e! flujo de caja descontado de los
activos de la empresa de transmisión considerada la expansión; y, asociados a la
demanda máxima correspondiente se obtendrán los costos medios de inversión;
se imputa a la tarifa la anualidad de los costos medios de inversión para una vida
útil de treinta años y la tasa de descuento aprobada por el Consejo Nacional de
Electricidad CONELEC, en este caso se ha utilizado 11.2% valor que fue utilizado
para la fijación de la tarifa vigente, determinado por el CONELEC.
Los montos de inversión anual que se consideran en el Plan de Expansión se los
determina para la fecha estimada más probable de puesta en operación, es decir
al momento en que la instalación estaría puesta en servicio.
2.5.2 COSTOS FIJOS DE TRANSMISIÓN
El costo fijo de transmisión, establecido en la LRSE tiene dos componentes que
son el costo por conexión y ei costo por transporte, el costo por conexión se
determina para cada agente según el uso que hace.de las instalaciones del
transmisor mientras el costo por transporte es común para todos los agentes.
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27
El costo medio por transporte se determina restando de los activos totales en
operación calculados como el valor de reposición a nuevo los activos asociados a
las conexiones. De los estudios realizados, en el costo fijo de transmisión el valor
más representativo es el costo por transporte que corresponde a un 87% del
total, en tanto que el costo por conexión representa solo un 13%,
Pero actualmente este concepto no se aplica, y el costo fijo por transmisión
considera un solo componente ya que se ha encontrado problemas en el
momento de aplicar los conceptos de uso exclusivo, un ejemplo de ello constituye
el caso de la Empresa Eléctrica Regional Sur sería responsable de la línea y la
subestación de transformación, esto haría que el componente de transmisión que
se trasladaría a la tarifa a usuario final sería muy alto lo que haría que se tengan
tarifas impagables.
Actualmente el costo medio de transmisión se calcula en función de:
• Activos en operación, ¡guales al VRN de los activos en servicio
• Las inversiones considerando la planificación a 10 años
• Costos de administración, operación y mantenimiento que según el CONELEC
se fija en un valor máximo del 2.5% del VRN.
Con estos valores se obtiene el costo fijo de transmisión que junto con el costo
variable permiten obtener el ingreso total de transmisión que se puede referir en
función de la energía, obteniéndose un costo en US$/ kWh o en función de la
potencia encontrando un costo en US$/kW-año.
2.5.3 COSTOS VAREAJBLES DE TRANSMISIÓN
El costo variable de transmisión se obtiene de la diferencia de lo que cobran los
generadores y autogeneradores por la energía neta entregada y el pago por la
energía neta recibida por los Distribuidores y Grandes Consumidores, afectando a
-
28
cada nodo del sistema con su respectivo precio nodal de energía, el precio se
determina de forma horaria de la siguiente manera;
Donde:
RVTh = Remuneración variable al transmisor en una hora h
EeGih = Energía entregada por el generador i en su nodo a la hora h
ErDjh = Energía recibida por el Distribuidor] en su nodo a la hora h
Fnih = Factor de nodo del generador i a la hora h
Fnjh = Factor de nodo del Distribuidor j a la hora h
PEMh = Precio de la energía en la barra de Mercado a la hora h (US$/kWh)
Por tanto la remuneración al Transmisor se determina como la diferencia en el
pago total entre los agentes receptores de energía a una determinada hora al
precio marginal horario y el ingreso total de los agentes que venden energía a esa
hora. La remuneración variable para el Transmisor se obtiene
independientemente de los volúmenes de energía que se transen en el mercado
Ocasional o en el de Contratos.
2.5.3,1 Participación del Mercado Ocasional en la Remuneración Variable del
Transmisor
Al comenzar el sector a funcionar bajo el nuevo modelo, toda la energía comprada
y vendida por distribuidores y generadores respectivamente se negociaba en el
Mercado Ocasional, liquidándose a precio marginal horario, de ahí que se
observó una alta volatilidad de los precios de la energía, lo que hacía imposible
establecer una planificación financiera en las empresas de distribución.
-
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El CENACE liquida la remuneración al Transmisor en el Mercado Ocasional y su
monto que depende de la energía negociada en este mercado y del precio
marginal sancionado horariamente, se lo calcula de la siguiente manera;
RVTMOh = PREMOh - lVEMOh
Donde:
RVTMOh - Remuneración variable al Transmisor en el Mercado Ocasional en la
hora h
PREMOh = Suma de los pagos de los agentes receptores de energía en el
Mercado Ocasional
IVEMOh = Suma de los ingresos de los agentes vendedores de energía en el
Mercado Ocasional
2.5.3.2 Participación del Mercado de Contratos en la Remuneración Variable
La energía puede ser negociada tanto en el Mercado Ocasional como en el de
Contratos, la ventaja de hacerlo en este último es conseguir precios fijos para la
energía, mediante acuerdos entre los generadores y los distribuidores se pactan
precios para cantidades de energía determinados que deberán ser suministrados
por los generadores sean estos o no despachados.
La remuneración variable al transmisor se calcula sobre la energía pactada a
precio marginal horario de la siguiente forma;
RVTMCh = RVTh ~ RVTMOh
Donde:
RVTMCh = Remuneración variable al Transmisor en el Mercado de Contratos
RVTh - Remuneración variable al Transmisor en la hora h
RVTMOh - Remuneración variable al Transmisor en el Mercado Ocasional en la
hora h
-
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La RVTMCh se obtendrá sumando los pagos que hacen los agentes que compran
energía por medio de contratos en forma proporcional a [a energía pactada
evaluada al costo marginal horario.
PRVTnh=Ercn}lxFNnhxPEMh
Elrch
Donde:
PRVTnh = Pago por remuneración variable al transmisor en el Mercado de
contratos del agente comprador n a la hora h
Ercnh = Cantidad de energía pactada en el contrato por el agente comprador en la
hora n
FNnh - Factor de nodo del agente n, comprador de contrato a la hora h
Etrch = Energía total pactada en contratos a la hora h en el sistema
PEMh = Precio de la energía en la barra de Mercado a la hora h (US$/kWh)
-
31
CAPITULO 3
EVALUACIÓN DE LAS CONDICIONES DE OPERACIÓN
DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN Y PROBLEMAS DE
CONGESTIÓN
Con el fin de entender el proceso de remuneración al transmisor, es
imprescindible conocer las condiciones operativas del Sistema Nacional de
transmisión, para ello se parte del sistema actual donde se identifican las
restricciones actuales y futuras ocasionadas por el incremento de la demanda, el
levantamiento de estas restricciones constituye el plan de obras básico que se
incluye en el Plan de expansión que debe ser implementado.
Pero como las restricciones se identifican por las condiciones operativas, es
imprescindible presentar un resumen del contenido de la normativa que el
transmisor debe cumplir para satisfacer los niveles adecuados de calidad de
servicio.
La Empresa de Transmisión se formó con los activos de propiedad del Estado
correspondientes al Sistema Nacional Interconectado que operaba el INECEL, y
que fue concebido y desarrollado desde una óptica de planeación centralizada
sumado a ello la falta de inversión que observó la Transmisión en los últimos
años, significa que en un entorno de mercado se presenten restricciones
operativas.
3.1 CONDICIONES DE OPERACIÓN DEL SISTEMA DE
TRANSMISIÓN ESTABLECIDAS EN LA NORMATIVA
VIGENTE
El Reglamento de Despacho y Operación establece las normas para la
administración técnica de la operación del Sistema Nacional Interconecíado y las
-
obligaciones que deben satisfacer cada uno de los agentes en el MEM y el
Transmisor.
El CENACE es el responsable de la coordinación técnica y de la administración
del Mercado Eléctrico Mayorista debiendo resguardar la seguridad de la operación
del Sistema Nacional Interconectado.
Procedimientos de despacho y operación.- Es el conjunto de procedimientos
relacionados con la administración técnica del Mercado Eléctrico Mayorista.
Los procedimientos de despacho y operación tienen como objetivo proporcionar
una base metodológica y normativa, a lo definido en la LRSE y el Reglamento de
Despacho y Operación.
Restricciones operativas.- Se denominan así a las limitaciones impuestas por
la red de transmisión o Agentes del MEM que impiden la ejecución del despacho
económico y ocasionan diferencias entre la producción prevista de los
generadores en el despacho económico y el despacho real o incluso la operación
de plantas diferentes a las que habían sido consideradas en el despacho
económico.
3.1.1 CARACTERÍSTICAS TÉCNICAS DE LA OPERACIÓN DE TRANSMISIÓN
El transmisor opera sus instalaciones en coordinación con el CENACE acatando
las disposiciones que este imparta. Es responsabilidad del transmisor, el
cumplimiento de los criterios de calidad, seguridad y confiabilidad, así como lo
establecido en los Procedimientos de Despacho y Operación.
El Transmisor hace los mantenimientos de su red de acuerdo con el programa
emitido por el CENACE según se establece en los Procedimientos de Despacho y
Operación. Los mantenimientos que incidan de forma total o parcial en el
suministro a un Distribuidor o Gran Consumidor serán coordinados por el
-
33
Transmisor y comunicados al CENACE con la antelación que se establezca en
los Procedimientos de Despacho y Operación.
La coordinación de los elementos de la red de transmisión se hace en
concordancia con los programas de mantenimiento de generación utilizando los
criterios y metodologías de planificación eléctrica. El transmisor debe coordinar el
mantenimiento de sus instalaciones con los generadores, distribuidores y grandes
consumidores que se afecten con los mismos.
3.1.2 PARÁMETROS DE CALIDAD Y SEGURIDAD
La operación del SNI debe cumplir con ios parámetros de calidad y seguridad de
acuerdo al estado en que se encuentre: condiciones de estado estacionario,
transitorio y dinámico.
3.1.2.1 Estado estacionario
Para este estado las condiciones de voltaje y generación de potencia reactiva
deberán cumplir lo indicado en la Regulación 005/00 acerca de las transacciones
de Potencia Reactiva en el MEM. Sobre la calidad de la onda transmitida, las
formas de onda de corriente y voltaje deben cumplir la Norma ANSÍ/IEEE 519.
En lo referente a la cargabilidad de las líneas, en condiciones normales de
operación, las líneas de transmisión no deberán cargarse a más del 100% de su
capacidad de transporte según el diseño realizado para estas, por criterios de
seguridad de áreas o estabilidad, debidamente justificados con estudios de la red
se pueden fijar límites menores.
En condiciones de emergencia las líneas podrán ser sobrecargadas por períodos
máximos de 15 minutos permitiéndose que los conductores operen a una
temperatura máxima de 90°C pero limitada a un tiempo total de 300 horas
durante su vida útil.
-
34
La cargabilidad de los transformadores se mide por su capacidad de corriente
nominal, para tener en cuenta las variaciones de voltaje de operación con
respecto al nominal del equipo.
3.1.2.2 Estado Transitorio
Las unidades de generación del SNI deben ser capaces de soportar una falla
trifásica durante 100 ms en bornes del lado de alto voltaje del transformador de la
unidad sin perder la estabilidad de ángulo con relación a las demás unidades del
sistema. El tiempo de 100 ms corresponde a la velocidad de actuación de la
protección principal del elemento en falla.
3.1.2.3 Estado Dinámico
El SNI se debe planificar de manera que cumpla algunos requisitos de
funcionamiento que garanticen la estabilidad del sistema considerando diferentes
tipos de fallas. Todas las condiciones bajo las que se realiza el análisis y la
respuesta que se espera tener de la red y del sistema en general se encuentran
detalladas en el Manual de Procedimientos de Despacho y Operación
Algunas referentes a las condiciones de la red de transmisión son las siguientes;
- En las barras principales del sistema de transmisión, la tensión transitoria no
debe estar por debajo del 0.8 p.u. durante más de 500 ms. Una vez despejada
la falla y eliminado el o los circuitos del sistema según sea el caso, la tensión
no debe permanecer por debajo del 0.8 p.u. más de 700ms en el proceso de
simulación de estabilidad dinámica.
- En la simulación de contingencias se permitirán sobrecargas en las líneas de
230 kV o 138 kV hasta un 10% cuando se alcance el nuevo punto de equilibrio
del sistema. Una sobrecarga en las líneas del 10% debe ser eliminada en el
siguiente periodo de generación mediante el redespacho económico del
CENACE. La capacidad de la línea se determina entre el menor vaíor del límite
-
térmico del conductor, capacidad de los transformadores de corriente o
capacidad de corriente de las trampas de onda.
Después de la contingencia en el nuevo punto de equilibrio los voltajes en las
barras de 230 kV y 138 kV no deben ser inferiores a 0.9 p.u.
Al evaluar la estabilidad del sistema de transmisión ante pequeñas
perturbaciones se debe, chequear que los valores propios tengan componente
de amortiguación. Si no hay amortiguación se deben ajustar apropiadamente
los sistemas de control de las unidades de los equipos del SNI y como último
recurso, limitar las transferencias por el sistema de transmisión.
El sistema estará diseñado y operado para soportar sin consecuencias graves
ante una simple contingencia (n-1), entendiéndose como consecuencia grave
si ante la salida de un generador, transformador o línea de transmisión el
resultado fuera;
- Inestabilidad del SNI
- Sobrecarga de líneas o transformadores por más de 15 minutos
- Desviaciones de voltaje superiores a ± 10%
El control de voltaje deberá ser constante y el CENACE deberá vigilar que sus
valores no excedan los límites establecidos en las normas vigentes. El voltaje
del SNI se controla a través de:
- Los equipos de compensación del sistema (capacitores y reactores)
- Los cambiadores automáticos bajo carga (LTC) o reguladores de voltaje en
los transformadores de la unidad
- Reguladores de voltaje (AVR) en los generadores
3.1.3 CONTIABILIDAD
La evaluación de confiabilidad del Sistema Nacional Interconectado se hace en
dos etapas, primero analiza contingencias bajo las cuales el sistema puede llegar
-
36
a un nuevo punto de equilibrio y la segunda, contingencias extremas menos
probables pero que pueden llevar al colapso total o parcial del sistema.
Para una operación confiable e! SNI debe permanecer estable sin afectar la
demanda de los usuarios ante la contingencia de uno de los circuitos a 230 kV,
también permanecer estable ante la contingencia de los circuitos de una línea de
transmisión que ocupen una misma torre. Para este caso el CENACE podrá
implementar esquemas de desconexión automática de carga por baja frecuencia
con el objeto de preservar la estabilidad.
El SNI debe permanecer estable sin afectar la demanda de los usuarios ante la
salida de la unidad de mayor capacidad que tenga el sistema.
La planificación de la operación en condiciones extremas reconoce que el SNI
puede estar sujeto a eventos que exceden en severidad a los considerados en la
planificación y el diseño. El análisis de estas condiciones extremas permite ver la
reacción del sistema ante estas y proponer medidas para evitar un colapso del
SNI. Las condiciones extremas de análisis son las siguientes:
Perdida de la central de generación de mayor capacidad que ese operando en
el sistema
- Pérdida de todas las líneas de transmisión que compartan la misma
servidumbre.
Falla u operación errada de las protecciones de líneas de transmisión que por
su carga puedan tener un alto impacto en la estabilidad del SNI.
3.2 INFLEXIBILIDADES Y LIMITACIONES OPERATIVAS DEL
SISTEMA
El Sistema Nacional Interconectado no esta actualmente en capacidad de cumplir
todas los requerimientos de seguridad, estabilidad y confiabilidad que se expresan
en el Manual de Procedimientos de Operación y Despacho. Según los estudios
-
37
efectuados, el sistema presenta algunos problemas para cumplir las condiciones
en estado dinámico respecto a la capacidad para soportar contingencias y en
estado estable para mantener los niveles de voltaje que especifican las
regulaciones.
Por tanto es necesario llevar a cabo las inversiones para superar las
contingencias. El transmisor ha planificado invertir US$. 161'163.000 en levantar
las congestiones y expandir el sistema hasta el 2009. Obteniéndose un beneficio
por no pago las restricciones, que en el último año ascendieron a US$.
2750.000.
Para encontrar cuales son las líneas a nivel de 230 kV y 138 kV que ante la
primera contingencia no cumplen con los límites indicados en la regulación se han
realizado corridas de flujos de potencia y estabilidad dinámica teniendo presente
cinco escenarios posibles tomando diferentes consideraciones, tanto para
condiciones de lluvia como de estiaje del año 2000, simulando la operación del
sistema para demanda máxima.
El objetivo del estudio realizado es determinar los elementos del sistema que no
pueden soportar la condición de contingencia (n-1) sin causar la desestabilidad
del sistema, sobrecarga de líneas o transformadores por más de 15 minutos y
desviaciones de voltaje superiores a ±10% del voltaje nominal, límites que se
establecen en la Regulación del Procedimiento de Operación y Despacho
Los análisis para cada escenario, arrojan los siguientes resultados;
3.2.1 ESCENARIO 1
Considera la configuración presente del sistema sin el ingreso de nuevos equipos,
el factor de potencia actual que mantienen los distribuidores y una demanda
constante.
-
38
El despacho incluye la mínima generación necesaria para cumplir los
requerimientos de la regulación, siendo esta generación;
- Dos compensadores de la Central Santa Rosa
- Dos unidades de EMELESA
- Una unidad de EMELSAD
- Tres unidades de EMELMANABI
Se considera para e! análisis de contingencias la desconexión de las siguientes
líneas:
- Sto. Domingo-Quevedo
- Sta. Rosa-Sto. Domingo
- Totoras - Sta. Rosa
- Milagro - Pascuales
- Pascuales - Paute
Quevedo Pascuales
Bajo estas condiciones la única contingencia que no cumple con los
requerimientos de la regulación es la línea Totoras - Sta. Rosa. Para solventar
este problema el sistema necesita una inyección de 20 MVAR adicionales a los
despachados en la zona norte.
3.2.2 ESCENARIO 2
El segundo escenario considera en la configuración del sistema el ingreso de un
transformador 138/69 kV en la S/E Salitral y dos transformadores 230/138 kV, uno
en la S/E Pascuales y el otro en la S/E Trinitaria.
El factor de potencia actual mantenido por los distribuidores y un crecimiento de la
demanda del 3%.
-
39
El despacho incluye la mínima generación necesaria para cumplir los
requerimientos de la regulación, siendo esta generación:
- Dos compensadores de la Central Santa Rosa
- Dos unidades de EMELESA
- Una unidad de EMELSAD
- Tres unidades de EMELMANABI
Las líneas consideradas para el análisis son las mismas que para el escenario
anterior, obteniéndose como resultado que ninguna de las líneas a excepción de
la Quevedo - Pascuales cumplen la regulación y el crecimiento de la demanda
hace que se mantenga la necesidad de reactivos en la zona norte ante la
contingencia en la línea Totoras - Sta. Rosa.
Para que las líneas cumplan con la regulación es necesario el ingreso de las
unidades de Sto. Domingo y Sta. Elena como compensadores sincrónicos.
3.2.3 ESCENAMO 3
Considera el ingreso en el sistema de un transformador 138/69 kV en la S/E
Salitral y dos transformadores 230/138 kV, uno en la S/E Pascuales y el otro en la
S/E Trinitaria e incluye las líneas de transmisión que unen estas respectivas
subestaciones.
Considera que los distribuidores han hecho las adecuaciones necesarias en sus
alimentadores para obtener un factor de potencia de 0.98 p.u. y hay un
crecimiento de la demanda de 3%.
No considera la generación mínima por soporte de reactivos pero establece que
han ingresado capacitores en los puntos en los que el sistema presente
deficiencias que son las S/E Portoviejo y S/E Loja cada una con 12 MVAR,
-
40
Bajo estas condiciones se repiten los resultados obtenidos en el escenario 1, la
única línea que no cumple con las regulaciones es la Totoras - Santa Rosa
necesitando un ingreso de potencia reactiva de 20 MVAR.
3.2.4 ESCENARIO 4
A las consideraciones tomadas para el escenario anterior se aumenta un
transformador de 230/138 kV de la S/E Milagro a la configuración de la red.
El factor de potencia es el que mantienen actualmente las empresas de
distribución y la demanda tiene un 3% de crecimiento.
Siendo con este escenario obtenidos los mismos resultados que al analizar el
caso anterior.
3.2.5 ESCENARIO 5
Este escenario considera el ingreso de tres transformadores de 230/138 kV en las
S/E Pascuales, S/E Trinitaria y S/E Milagro y un transformador 138/69 kV en la
S/E Salitral. Un factor de potencia de 0.98 p.u. Siendo los resultados obtenidos
los mismos que para el escenario 3.
En el siguiente cuadro se presenta un resumen de las líneas de 230 kV que
cumplen y no cumplen con las regulaciones:
-
41
LINEAS DETRANSMISIÓN
Sía. Rosa -Sto. Domingo
Sío. Domingo-Quevedo
Quevedo-Pascuales
Paute-Milagro
Milagro-Pascuales
Sta. Rosa-Toíoras
Totora s-Ro bamba
Paute-Riobamba
Paute-Pascuales
P ascua les-Trinitaria
Paute-Totoras
Pucará-Ambato
Pucará-Mulaló
Muíalo- Vicentina
Vicentina-Guangopolo
V¡c entina- [barra
Pascuales-Salitral
Sta. Rosa-VIcentina
Quevedo-Daule Peripa
Daule Perípa-PortovieJo
Sto. Domingo-Esmeraldas
Pauíe-Cuenca
Milagro-Sabahoyo.
Cuenca-Loja
P ascua les-Sía. Elena
El ectro qui 1- P ascuales
Elecíroquil-Posorja
Milagro-Machala
Totoras*Agoyán
Totoras-Ambato
Policentro-Pascuales
ibarra-Tuicán
VOLTAJE DEDISEÑO
[kV]
230
230
230
230
230
230 .
230
230
230
230
230
138
138
138
138
138
138
138
138
138
138
138
138
138
138
138
138
138
138
138
138
138
LIMITETÉRMICO
[MVA]
342
353
353
342
353
342
342
342
342
353
342
112
112
112
112
112
126
112
113,2
113,2
113,2
99,5
113,5
99,5
113,5
113,5
113,5
113,5
133
99,5
126
115,5
LIM. OPERATIVO[MVA]
a
150
150
140
140
170
145
140
140
140
133
140
112
112
112
100
37,5
85
100
113
69,5
26,5
61
. 66
34
45
113
33,3
38
133
100
80
16
b
150
150
140
140
170
145
140
140
140
133
140
112
112
112
100
33
85
100
113
57
20
55
43
24
31
113
33,3
28
133
100
80
16
CUMPLENCONTINGENCIA (n-1)
SI
X
X
X
X
X
X
NO
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
X
Cuadro 01: Datos operativos de las líneas de transmisión de 230 kV y 138 kV del SNl
Nota:a) Transferencias límites para mantener voltajes de 0.95 pu a nivel de 69 kVb) Transferencias límites para mantener voltajes de 0.93 pu a nivel de 138 kV
3.3 PLAN DE EXPANSIÓN Y DETERMINACIÓN DE
CONGESTIONES
El siguiente análisis permite ubicar las principales congestiones del sistema, que
dan las pautas para la elaboración del plan de expansión. Para el Plan de
-
42
Expansión se toman en cuenta también otros aspectos y no solo los abajo
mostrados ya que considera análisis de demanda, seguridad y confiabilidad del
sistema, cumplimiento de las regulaciones establecidas por el CENACE y
CONELEC sobre el funcionamiento de la red de transmisión, necesidades de
ampliación del sistema por aumento de la demanda o requerimientos de la
generación.
Para esto se han tomado [os datos de proyección de demanda proporcionados
por el CONELEC en su Plan de Electrificación para el periodo 2000 - 2009
(Anexo 2), con estos y los resultados de flujos de carga del sistema de
transmisión se ha realizado la proyección de la demanda sobre los
transformadores en las subestaciones en el mismo periodo (Anexo 3), para poder
contrastar los resultados que se han obtenido, con los presentados en el plan del
CONELEC y el de TRANSELECTRIC S.A.
Al considerar este análisis únicamente el crecimiento de la demanda y su efecto
sobre la capacidad de transformación actualmente instalada en las subestaciones
pertenecientes al transmisor, no se obtienen resultados sobre la necesidad de
equipamiento o ampliación del sistema por necesidades de confiabilidad,
seguridad o cumplimiento de las regulaciones especialmente sobre el
mantenimiento de condiciones de voltaje en las barras del mismo.
Pero como puede verse de los resultados obtenidos, el crecimiento de la
demanda es un gran indicador de las necesidades futuras del sistema, ya que se
han encontrado en algunos casos no únicamente la señal de un aumento en la
capacidad de transformación, que es la consecuencia directa, sino la importancia
de dar un nuevo punto de alimentación al distribuidor para satisfacer de mejor
manera la demanda, esto se ve por ejemplo en el caso de la subestación Sta.
Rosa en el que el crecimiento de la demanda lleva a pensar no solo en aumentar
la capacidad de los transformadores sino en proporcionar otro punto de
alimentación a la Empresa Eléctrica Quito por lo que se propone la construcción
de la línea de transmisión Sta. Rosa - Pomasqui a 230 kV.
-
Para encontrar las congestiones en el sistema, el transmisor realiza estudios
considerando especialmente la época lluviosa en la que la generación está
centralizada en Paute lo que provoca problemas de voltaje en las barras más
lejanas, los que no se presentan en la época seca, ya que en esta se diversifican
los puntos de entrega de generación. Se analizan tres condiciones de demanda,
máxima, media y baja para estado estable del sistema y se realiza también un
análisis dinámico considerando la salida de servicio de algunas líneas y los
efectos que estas tendrían sobre el sistema.
A continuación se presentan los resultados obtenidos del estudio sobre la
necesidad de un aumento en la capacidad de transformación considerando el
crecimiento de la demanda.
3.3.1 ESTAPO ACTUAL DEL SISTEMA
Del Plan de Expansión 2000 - 2009 presentado por el CONELEC se toman los
datos de la proyección de demanda anual de potencia [MW] de las distribuidoras
al nivel de barras de subestación principal, considerando un escenario de
crecimiento medio, para encontrar las tasas de crecimiento que permitan
proyectar la demanda de potencia en los transformadores de las subestaciones
del transmisor.
De los resultados en estas proyecciones se obtienen los siguientes resultados:
- Sobrecarga actual en los transformadores de las subestaciones Ibarra y Sta.
Rosa
- Transformadores cercanos a llegar a su capacidad de carga en las
subestaciones Pascuales, Totoras y Milagro.
- Resumiendo en un cuadro las fechas en las que los transformadores
alcanzarán su capacidad dentro del periodo de Planificación 2000 - 2009 se
tiene:
-
44
Año desaturación
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
Subestación
Ibarra
Sta. Rosa
Pascuales
Salitral
Milagro
Porto viejo
Pascuales
Sta. Rosa
Totoras
Sta. Rosa
Quevedo
Sta. Elena
Trinitaria
Milagro
Cuenca
Totoras
Esmeraldas
Babahoyo
Loja
Vicentina
Máchala
Polícentro
Transformador
T2
Móvil
T1
T1
T1
T1
T2
T2
TI
T1
T2
T3
T1
T2
T2
T1
T1
T1
T1
TI
TI
T2
T1
T1
Denominación
ATQ
ATQ
ATU
ATQ
ATK
AA1
AA2
ATQ
ATU
ATT
TRN
ATR
ATQ
ATQ
