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Metodologa para la Estimacin del Costo de la
Energa No Suministrada -Aplicacin en Ecuador-
Paul Vsquez y Angel Vaca
Abstract El valor que las compaas de electricidad asignan a la confiabilidad de sus sistemas de suministro de energa elctrica es
un parmetro clave para la toma de decisiones eficientes, ya que
es una tarea que permanentemente enfrentan, tanto a nivel
operativo como de planificacin.Dado que dicho valor depende de variables difcilmente observables, la estimacin de estos
costos necesariamente requiere la aplicacin de metodologas
construidas, en gran medida, con variables identificadas como
cercanas (proxy), con las que razonablemente se pueda inferir el
impacto econmico y social de un grupo de consumidores, al
enfrentar una interrupcin del servicio pblico de energa
elctrica. Este impacto, expresado en trminos monetarios, se
conoce como el Costo de la Energa No Suministrada, CENS.
Adems del establecimiento de variables proxy para obtener el
CENS, la metodologa propuesta, es aplicada para estimar el
impacto de la ocurrencia de interrupciones programadas en el
sistema elctrico ecuatoriano, con base, tanto en una distribucin
-por sector productivo- del Producto Interno Bruto, como en la
evaluacin del nivel de preparacin de dichos sectores. Los
valores de CENS encontrados se aplican en Ecuador en estudios
de planificacin del sector elctrico, de mediano y largo plazo.
Keywords CENS, confiabilidad, costo de interrupcin, mtodo directo, prdidas econmicas, prdidas productivas,
planificacin, VoLL.
I. INTRODUCCIN
A creciente dependencia de la energa elctrica que
exhiben los distintos sectores productivos de la sociedad -
y en este trabajo especficamente de la sociedad ecuatoriana-,
impone diversas exigencias respecto de la continuidad de este
servicio pblico. De ah que las interrupciones de energa
elctrica ocasionan consecuencias econmicas y sociales
sustanciales, debido al gran valor que los consumidores
asignan o estn dispuestos a asignar a la continuidad del
servicio. Este hecho explica los altos niveles de confiabilidad
con que se planifican y operan los sistemas elctricos
modernos [7] y [9].
Considerando que, un incremento de los niveles de
confiabilidad implica generalmente realizar inversiones
significativas en equipamiento e infraestructura, y reducirlos
implica compensaciones econmicas a favor de los usuarios
debido al incremento de las interrupciones del servicio, es
imprescindible estimar el valor que se asigna a la continuidad
del suministro de energa elctrica en un pas, a fin de
minimizar el costo total neto de la confiabilidad (compuesto
P. Vsquez, Consejo Nacional de Electricidad, Quito, Ecuador,
[email protected] . Vaca Consejo Nacional de Electricidad, Quito, Ecuador,
por el costo de las interrupciones y el costo necesario para
mejorar la confiabilidad del sistema) y, consecuentemente,
garantizar el uso eficiente de los recursos destinados al sector
elctrico (ver Fig. 1).
Para una mejor comprensin, se citan dos escenarios de
aplicacin que sustentan la importancia del conocimiento del
costo que afrontan los distintos tipos de consumidores por la
energa que no les ha sido suministrada, CENS:
Para la toma de decisiones eficientes a nivel generacin y transmisin: En la operacin, lo referente al despacho de
reservas o importacin y exportacin de energa elctrica. En
la planificacin, para promover o no inversiones en lneas de
transmisin o centrales de generacin, a nivel regional
nacional e internacional;
En la toma de decisiones eficientes a nivel de distribucin. Nmero de alimentadores, transformadores, compensadores
de reactivos, tipo de protecciones y sistemas de medicin,
que definirn la topologa de la red. Para establecer multas a
las empresas de distribucin por no cumplir con niveles
establecidos de calidad del servicio.
Figura 1. Costo Total Neto de la Confiabilidad -Importancia del CENS
Lamentablemente, el valor asignado a la confiabilidad del
suministro no puede medirse directamente y, peor an, no es
un parmetro determinista, sino un conjunto de Funciones de
Costo de Interrupcin, FCI, que dependen de variables
difcilmente observables [5] (ver Fig. 2). En efecto, las
interrupciones dependen tanto de las caractersticas del
consumidor, por ejemplo: actividad econmica del
consumidor, dependencia de la energa elctrica, curva o
patrn de consumo, confiabilidad que experimentan los
USD
Confiabilidad
Costo Total Neto
de la Confiabilidad
Costos de Inversin
en confiabilidad
Costos que afrontan
los consumidores por
interrupciones, CENS
Nivel ptimo
de
Confiabilidad
L
-
consumidores ya que explica el nivel de preparacin de estos
ante una interrupcin, as como de las caractersticas propias
de las interrupciones, por ejemplo: su duracin, momento de
ocurrencia, si sta fue intempestiva o programada y el rea
geogrfica o del sistema elctrico, donde ocurri.
Por lo expuesto, si bien la determinacin de una FCI es una
tarea compleja, estas funciones podran construirse, de una
manera aproximada, a partir de la estimacin del impacto
socioeconmico -expresado en unidades monetarias- que
afrontan los consumidores durante diversos tipos de escenarios
en los que se presenten interrupciones [3].
Dependiendo de la naturaleza de los requerimientos de un pas
o agente del sector elctrico, se debera escoger, como Costo
de la Energa No Suministrada (CENS), a un punto de la FCI
seleccionada para ese requerimiento especfico. De ah que, el
uso de un nico Costo Esperado de la Energa No
Suministrada para diversos anlisis, podra llevar a resultados
o decisiones errneos.
II. REFERENCIAS Y ANTECEDENTES HISTRICOS
A. EXPERIENCIAS INTERNACIONALES
Debido a la dificultad de realizar con frecuencia este tipo de
estudios, en el mbito internacional no se dispone de amplia
informacin sobre las metodologas aplicadas para estimar las
FCI o el CENS (El CENS es un parmetro tambin conocido
en la literatura como VoLL (Value of Lost Load) [7] y [9]).
En la TABLA I y Fig. 2 se muestran referencias sobre las FCI
utilizadas en otros pases con realidades ms cercanas a la de
Ecuador.
TABLA I. FCI de otros pases para diversos niveles de profundidad de
Interrupcin [4], ctv.USD/kWh
Profundidad
(%) Uruguay Panam Bolivia Brasil Colombia* Chile
< 5 25 46,3 150 54,3 30 54,0
5 10 40 64,8 150 117,0 72 55,6
10 20 120 129,8 150 244,6 144 58,8
>20 200 185,0 150 277,9 248 63,2
* [8]
Figura 2. FCI de otros pases para diversos niveles de profundidad de
Interrupcin [4] y [5]
Si bien, de acuerdo a la figura anterior, Uruguay, Panam,
Brasil, Colombia y Chile disponen de FCIs que permiten
seleccionar valores de CENS, en funcin de la profundidad de
las interrupciones (la profundidad de una interrupcin se
define como el porcentaje de la demanda total que se ha
dejado de suministrar durante el evento de anlisis), no es
posible extrapolar entre las FCI de estos pases o de uno
diferente, ya que es indispensable conocer la duracin y el tipo
de interrupciones (programadas o intempestivas) asumidas
para la construccin de estas funciones.
Dentro de este contexto internacional, es de resaltar que
Colombia, por medio de la Unidad de Planeamiento Minero
Energtico, UPME, es uno de los pocos pases que efecta la
actualizacin mensual de los costos de interrupcin de
suministro de electricidad y gas natural. Las actualizaciones de
UPME se basan en una metodologa propia, que pondera
varios parmetros, para cada zona de distribucin elctrica [8].
Las cifras de marzo 2011, convertidas de pesos colombianos/kWh a ctv.USD/kWh, con una tasa de cambio de 1.900 pesos/USD, resultan en los siguientes valores a afrontar durante interrupciones para los distintos tipos de
usuarios:
TABLA II. Costos a afrontar durante interrupciones para diversos estratos de
consumidores (ctv.USD/kWh) [8]
CR01 = Residenciales total: 33,6
CR02 = Industriales y Comerciales Pequeos: 60,8
CR03 = Industriales y Comerciales Medianos: 106,7
CR04 = Industriales Grandes: 211,3
CR01 Estrato 4 = Residenciales que pagan los costos, sin dar
ni recibir subsidios 25,9
En pases con un mayor desarrollo tecnolgico y mayor
requerimiento de la continuidad de suministro, como
Alemania, el CENS se encuentra entre 500 y 800 ctv.USD/kWh. El uso de estos valores en pases como Ecuador, implicara niveles de inversin muy superiores a los
actuales, obligando a contar con reservas y niveles de
confiabilidad demasiado exigentes para nuestra realidad.
B. EXPERIENCIAS EN ECUADOR RESPECTO DEL CENS
A lo largo del desarrollo del sector elctrico ecuatoriano, se
han utilizado diversos valores, cuyos fines se han enmarcado
en: a) Estudios para definir la expansin ptima de la
generacin, que se ha incluido en las distintas actualizaciones
del Plan Maestro de Electrificacin; b) Regulaciones para
eventuales perodos de racionamiento; y, c) Precios lmite para
decidir importaciones de energa elctrica.
La Escuela Politcnica Nacional del Ecuador realiz un
estudio, como respuesta a los racionamientos acontecidos en
la dcada de los 90s, estimando que el pas perdera cerca
de 100 ctv.USD/kWh no suministrado.
25
200
46
185
150 150
278
54
63
30
308
0
50
100
150
200
250
300
350
5% 5 10% 10 20% >20% 33%
ctv
.US
D/k
Wh
FCI de otros pasesCENS vs Profundidad
Uruguay Panam Bolivia Brasil Chile Colombia
-
En el numeral 9 de la Regulacin No. 001/05 Operacin del
Sistema Nacional Interconectado en condiciones de dficit
de generacin en lo referente a la sancin de precios
durante el racionamiento, se establece que: La sancin de
precios en el Mercado Elctrico Mayorista, MEM, durante
el Periodo de Racionamiento, en aplicacin de lo dispuesto
en el literal b) del Artculo 13 del Reglamento del MEM, se
realizar con el costo marginal de mercado que
corresponder a los costos variables de produccin
declarados por el Generador de la unidad que margine en
cada hora. Las unidades con costos variables ms altos, son
Monay4 y Monay6 de la empresa ELECAUSTRO, con
11,99 ctv.USD/kWh si se considera el precio nacional subsidiado de combustible; pero, con precios
internacionales, el costo variable de produccin de cada
kWh en esa unidad generadora, sera superior a 30 ctv.USD/kWh.
En ciertos perodos, y en determinadas circunstancias del
sistema colombiano (pas del que Ecuador suele importar
energa elctrica antes condiciones de dficit), el precio de
oferta de ese pas alcanza valores elevados, segn lo que ha
informado el Operador del Sistema en Ecuador, CENACE;
con valores por sobre los 60 ctv.USD/kWh.
En fin, a lo largo de la evolucin del sector elctrico
ecuatoriano se han utilizado distintos valores fijos para el
CENS que van entre los 30 y 100 ctv. USD/kWh. Actualmente, el CONELEC, consciente de la relevancia del
tema, ha propuesto construir una matriz actualizada referencial
de valores (Funcin Discreta de Costos de Interrupcin, FDCI)
que permitir a los agentes y entidades con poder de decisin
en el sector elctrico, aplicar un valor de CENS, en funcin
del tipo de cliente, de la profundidad y duracin de la
interrupcin y del caso de anlisis. Como es de presumir, el
estudio ser costoso y su consecucin tomar varios meses.
EXPERIENCIA HISTRICA DE DFICITS EN EL ECUADOR
Respecto a la historia en Ecuador de los dficits de energa
elctrica, conviene recordar que cuatro racionamientos
tomaron lugar en la dcada de los aos 90s (Ver TABLA III).
TABLA III. Energa Racionada en crisis energticas de la dcada de los aos
90s [6]
Ao
Demanda
registrada,
GWh
Racionamiento
Estimado
GWh
Profundidad
Racionamiento
%
GWh
Registrados +
Racionamiento
1992 7.178 129 1,8% 7.307
1995 8.383 540 6,1% 8.923
1996 9.284 195 2,1% 9.479
1997 10.298 125 1,2% 10.423
Con esas magnitudes de racionamientos y considerando el
costo de las interrupciones de esa poca (100 ctv.USD/kWh), se puede estimar que los perjuicios a la comunidad ecuatoriana, imputables a los racionamientos
ocurridos en la dcada de los 90s por dficit de energa,
sumaron aproximadamente USD 989 millones [6].
III. METODOLOGAS PARA DETERMINAR LA MATRIZ DE CENS
Por lo expuesto anteriormente, se puede definir el Costo de la
Energa No Suministrada, CENS, como un elemento de una
matriz compuesta por varias funciones discretas de costos de
interrupcin -FDCI-, que dependiendo del estudio a ser
realizado, permite valorar, en unidades monetarias, el costo
socio-econmico que debe afrontar un consumidor o conjunto
de consumidores ante un determinado tipo de interrupcin en
el suministro de energa elctrica.
Para la determinacin de esta matriz existen varias
metodologas, todas ellas -debido a la naturaleza de las
variables- de carcter subjetivo y con resultados aproximados.
En general existen tres procedimientos generalmente aplicados
a nivel mundial: a) estimacin del impacto de interrupciones
reales acontecidas, b) mtodos analticos o indirectos
relacionados con anlisis economtricos y c) sondeo directo a
travs de encuestas [3].
De las metodologas citadas, actualmente existe preferencia
por el sondeo directo a travs de encuestas [10], ya que,
siempre y cuando el contenido y lenguaje de los cuestionarios
haya sido apropiadamente diseado, permite obtener
razonablemente la matriz de valores CENS. La principal
desventaja de este mtodo radica en los altos costos y
esfuerzos humano y logstico, requeridos para garantizar una
muestra estadsticamente significativa, capaz de representar al
sector, segmento o estrato del que se pretende obtener la
informacin.
Luego de un profundo anlisis de esta temtica, en Ecuador, el
CONELEC propuso realizar un estudio que permita, mediante
la aplicacin del mtodo de sondeo directo a travs de
encuestas, construir la matriz de valores CENS. Dicho estudio
contempla tres etapas de ejecucin que son: diseo del estudio,
encuesta a nivel nacional y determinacin de la matriz de
valores de CENS en Ecuador. Al momento, la segunda etapa
del Estudio se encuentra en ejecucin y se prev tener los
resultados para marzo de 2012.
No obstante, a fin de establecer un valor referencial (mas no
una matriz de FDCIs), mientras los resultados del estudio en
ejecucin se obtengan, en este trabajo se propone la aplicacin
del procedimiento de estimacin del CENS, sobre la base de
una recopilacin de informacin del impacto (expresado en
trminos monetarios) ocasionado a la sociedad, durante un
perodo de interrupciones reales acontecido en Ecuador.
IV. ESTIMACIN BASADA EN INTERRUPCIONES REALES
Este mtodo sugiere la evaluacin de los CENS
experimentados por los consumidores, a partir de los
-
perjuicios econmicos e inversiones contingentes observados
en eventos de fuerza mayor que hayan implicado apagones o
racionamientos de suministro de energa elctrica de gran
escala. Tal circunstancia, en este documento, se denomina
evento de anlisis.
La aplicacin de este mtodo exige contar con un registro
detallado de todos los costos econmicos directos y los costos
sociales indirectos, as como tambin de la energa no
suministrada, durante el periodo de anlisis, de acuerdo a (1)
4
1
0
0
(1)( )
D D D D exp
( )
.USD
CENSMWh
ENS
( . . . . ) ( ) USDCENS
MWhENS
i crisisi D Ii j
T h
t
res res ind ind com com otros otros ITot I
T h
t
k C C
k C k C k C k C C C
Donde,
4
1
: Costo de la Energa No Suministrada para el evento de anlisis
: Costos Econmicos Directos consumidor durante el periodo de anlisis
: Factor
USDCENS
MWh
USDiD
i
i
C i
k
de vulnerabilidad del consumidor a la interrupcin
: Tipo de consumidor, residencial ( ), industrial ( ), comercial ( ) y
: Costos Sociales Indirectos dT(h)
%
crisisI
i
i res ind com otros
C
urante el periodo de anlisis
: Costos Indirectos totales incurridos durante el periodo de anlisis
: Costos Indirectos que no tuvieron relacin con el evento dexp
USD
USDITot
I
C
C
0
e anlisis
: Energa total no suministrada durante el evento de anlisis ( )
USD
ENS MWhT h
t
En este estudio, los costos econmicos directos (incluyen:
desperdicio de alimentos y materias primas que se deterioran,
prdidas de salarios, prdidas de ingresos y ventas, prdidas
fiscales de ingresos por impuestos, daos a equipos, etc.), CDi,
provienen de una distribucin de las prdidas econmicas en
la produccin para cada estrato de cliente estimadas a travs
del proxy Producto Interno Bruto, PIB. Los costos sociales
indirectos (incluyen: dao a la salud, dao a la seguridad de
las personas, daos a la propiedad y al medio ambiente, falta
de transporte, accidentes de trnsito, prdida de alumbrado
pblico, costos de emergencia, gestin de crisis, costos y
prdidas para las compaas de seguros, etc.), CIcrisis, se
asumen equivalentes a la variable proxy inversiones y gastos
contingentes, realizados por el Estado, para mitigar el impacto
social desfavorable del evento de anlisis.
Un aspecto fundamental incorporado, son los distintos niveles
de preparacin de los consumidores para reducir el efecto
desfavorable de la ausencia de suministro de energa elctrica.
Tales niveles son expresados en porcentajes -promedio- de
vulnerabilidad ante una falla de cada tipo de cliente, ki, en
funcin de la distorsin observada en el comportamiento de la
evolucin de la demanda ocasionada por los racionamientos.
V. APLICACIN NUMRICA EN ECUADOR
Las condiciones hidrolgicas desfavorables presentadas en el
ltimo trimestre del 2009 y enero del 2010 en Ecuador, dieron
lugar a un dficit energtico para el suministro de energa
elctrica [1] y [2]. Las consecuencias adversas reales
registradas y debidamente documentadas durante esta
condicin de operacin del sistema elctrico ecuatoriano son,
por tanto, una valiosa fuente de informacin respecto del
comportamiento de la sociedad as como del gobierno y dems
autoridades del pas, en circunstancias en las que existi
energa efectivamente no suministrada. Este hecho sustenta la
aplicacin de la metodologa descrita en la seccin anterior
para obtener una razonable estimacin de un Costo de la
Energa No Suministrada en Ecuador, CENS, para
interrupciones programadas.
Cabe sealar que la informacin utilizada para la consecucin
de este estudio, se encuentra disponible y ha sido tomada
principalmente de las siguientes entidades: CONELEC,
CENACE, Banco Central del Ecuador, Ministerio de
Electricidad y Energa Renovable, Ministerio de Productividad
y Cmara de Comercio de Quito.
A. ESTIMACIN DE LOS COSTOS ECONMICOS DIRECTOS
Para el efecto, se ha utilizado la informacin disponible en la
pgina web del Banco Central del Ecuador (ver [6]),
llegndose a distribuir el valor del PIB del ao 2009, a travs
del anlisis de dichos datos, a cada uno de los 4 sectores
productivos establecidos en este estudio -residencial,
comercial, industrial y otros-.
Seguidamente, con el objeto de estimar el nivel de preparacin
de los consumidores ante una interrupcin programada, 1-ki,
se procedi a calcular las diferencias presentadas entre la
proyeccin de la demanda de energa tomada de [11] para el
escenario de crecimiento mayor del ao 2009 y la energa
realmente consumida por las distribuidoras para el mismo ao,
comparado con las cantidades de energa no suministrada [2],
en cada sector econmico, obtenindose como resultado el
ndice ki (ver TABLA IV).
Con estos valores, de acuerdo a (1), se procedi a establecer
los Costos Econmicos Directos para el periodo de dficit de
energa elctrica, por grupo de consumo y considerando la
energa no suministrada, afectada por el ndice de
participacin del PIB anual frente a la demanda anual de
energa y el nivel de preparacin de los consumidores.
Los resultados se muestran en la TABLA IV y Fig. 3.
-
TABLA IV. Clculo de los Costos Econmicos Directos
Figura 3. Costos Econmicos Directos por sector econmico
De lo anterior se concluye que los sectores productivos ms
sensibles ante una prdida del suministro elctrico, son el
industrial y comercial, no as el residencial con un aporte
menor al PIB. Los Costos Econmicos Directos son estimados
en USD 112,78 millones.
B. ANLISIS DE LOS COSTOS SOCIALES INDIRECTOS
Sern determinados a partir de los costos incurridos por el
Estado para mitigar la crisis energtica. Para el efecto, en
primer lugar se calcularn los gastos totales efectuados durante
el periodo de anlisis (inversiones, gastos de explotacin y
campaas de ahorro) y se restar un valor equivalente al gasto
que hubiese realizado el Estado de haber adoptado un
escenario pesimista con una probabilidad de excedencia del
recurso hidrolgico mayor al 95% (costos de expansin y de O&M de una planta equivalente) y, por tanto, garantizando
adaptabilidad entre la oferta y la demanda.
Costos totales durante el evento de anlisis
Inversiones
Dentro de este componente se consideran: las inversiones
emergentes realizadas por el Estado para incorporar nueva
generacin de los grupos trmicos General Electric, la
recuperacin de las centrales trmicas lvaro Tinajero y
Anbal Santos de la Elctrica de Guayaquil, as como tambin
la inversiones en sustitucin de lmparas incandescentes por
focos ahorradores para el manejo de la demanda.
Los valores de dichas inversiones fueron tomados de la
referencia [1] alcanzando un total de USD 234,8 millones, ponderados por grupo de consumo, de acuerdo con la
proporcionalidad de la demanda presentada en el ao 2009,
por los sectores productivos residencial, comercial, industrial
y otros (ver TABLAS V y VI y Fig. 4).
TABLA V. Acciones Emprendidas por el Estado [1]
TABLA VI. Distribucin por sector econmico
SECTOR
ECONMICO
PIB AO 2009
(M USD)
PROYECCIN
DEMANDA 2009
(GWh)
ENERGA
FACTURADA 2009
(GWh)
PIB/DEM
(USD/kWh)
ENERGA NO
SUMINISTRADA
2009
(GWh)
FACTOR
VULNERABILIDAD
ki
COSTOS
DIRECTOS
(k USD)
( 1 ) ( 2 ) ( 3 ) ( 4 ) ( 5 ) = ( 2 )/( 3 ) ( 6 ) ( 7 ) = ( 6 )/((3)-(4)) ( 8 ) = (5)*(6)*(7)
RESIDENCIAL 30.313 4.734,5 4.635,0 0,01 95,17 96% 583
COMERCIAL 9.196.183 2.678,3 2.533,0 3,43 43,11 30% 43.895
INDUSTRIAL 13.871.159 4.193,4 4.148,0 3,31 29,86 66% 64.990
OTROS 1.021.798 1.920,8 1.866,0 0,53 18,47 34% 3.311
TOTAL 24.119.453 13.527,00 13.182,00 1,78 186,60 54% 112.778
RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL OTROS
COSTOSDIRECTOS
(k USD)583 43.895 64.990 3.311
583
43.895
64.990
3.311
-5.000
5.000
15.000
25.000
35.000
45.000
55.000
65.000
75.000
US
D
COSTOS ECONMICOS DIRECTOS (k USD)
ACCIONES
EMPRENDIDAS
INVERSIONES
TOTALES
(USD)
NUEVA GENERACIN GE 207.467.870
(A.TINAJERO-A.SANTOS) 14.427.000
FOCOS AHORRADORES 12.877.000
- -
TOTAL 234.771.870
SECTOR
ECONMICO
INVERSIONES
TOTALES
(k USD)
RESIDENCIAL 82.550
COMERCIAL 45.113
INDUSTRIAL 73.876
OTROS 33.234
TOTAL 234.772
-
Figura 4. Inversiones totales por sector econmico
Costos de Explotacin
Los costos de explotacin incurridos durante el periodo de
anlisis para hacer posible la operacin de la nueva generacin
General Electric, los contratos de suministro de potencia y
energa (APR y Energy International), la compra de energa a
Per y Colombia, las compensaciones por racionamientos, el
pago por la operacin de los grupos de emergencia, los valores
por la emisin de cartas de garanta y los combustibles
utilizados para mitigar el dficit de energa, se registran por
USD 206,7 millones, ponderados por grupo de consumo, de acuerdo con la proporcionalidad de la demanda presentada en
el ao 2009, por los sectores productivos residencial,
comercial, industrial y otros. Estos valores, que se detallan en
las TABLAS VII y VIII y Fig. 5, fueron tomados de la
referencia [1].
TABLA VII. Costos Indirectos de Explotacin [1]
TABLA VIII. Costos Explotacin por sector econmico
Figura 5. Costos de explotacin por sector econmico
Campaas de Ahorro
Este rubro se enfoc principalmente a la gestin de la
disminucin de los consumos del alumbrado pblico, costos
que principalmente sirvieron para el proceso de desconexin y
conexin de luminarias en las distribuidoras. Los costos de
este rubro han sido estimados en 1,6 millones de USD [1].
Las inversiones, costos de explotacin y gastos enunciados
anteriormente, mismos que representan los Costos Indirectos
Totales, CITot, ascienden a USD 443,09 millones, de acuerdo a la TABLA IX. Segn lo analizado anteriormente, a este
valor deber restarse el gasto que hubiese realizado el Estado
en una central de generacin trmica equivalente, asumiendo
la ocurrencia de un escenario pesimista con una probabilidad
de excedencia del recurso hidrolgico mayor al 95%.
TABLA IX. Costos Indirectos Totales por sector econmico
Costos no atribuibles al evento de anlisis
Para cumplimiento de la metodologa desarrollada en el
presente trabajo, es necesario discriminar los montos que
efectivamente pueden atribuirse como costos producidos por
una interrupcin, motivo por el cual, es necesaria una
comparacin entre la operacin durante el evento de anlisis y
un escenario que represente una operacin sin caractersticas
deficitarias.
Para el efecto, se asume contar con una central de generacin
capaz de abastecer la demanda de energa elctrica del pas sin
ser necesaria la desconexin de carga durante el periodo de
anlisis, ni inversiones adicionales para mitigar las
consecuencias desfavorables de la crisis. Con estos
RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL OTROS
INVERSIONES TOTALES(k USD)
82.550 45.113 73.876 33.234
82.550
45.113
73.876
33.234
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
80.000
90.000
INVERSIONES TOTALES (k USD )
DESCRIPCIN
COSTOS
EXPLOTACIN
(USD)
NUEVA GENERACIN General Electric 5.871.797
CONTRATOS APR 3.210.859
CONTRATOS ENERGY INTER. 23.063.846
IMPORTACIONES PER 66.459.245
IMPORTACIONES COLOMBIA 50.607.093
DEFICIT RACIONAMIENTO (COMPENSACIONES) 15.704.234
GENERACIN EMERGENCIA 3.745.135
CARTAS DE GARANTIA (COSTO DE EMISIN) 4.070.000
COMBUSTIBLES 33.947.060
TOTAL 206.679.269
SECTOR
ECONMICO
COSTOS
EXPLOTACIN
(k USD)
RESIDENCIAL 72.672
COMERCIAL 39.715
INDUSTRIAL 65.036
OTROS 29.257
TOTAL 206.679
RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL OTROS
COSTOS EXPLOTACIN(k USD)
72.672 39.715 65.036 29.257
72.672
39.715
65.036
29.257
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
80.000
COSTOS DE EXPLOTACIN ( k USD )
SECTOR
ECONMICO
INVERSIONES
TOTALES
(k USD)
COSTOS
EXPLOTACIN
(k USD)
CAMPAAS
AHORRO
( k USD )
COSTOS
INDIRECTOS
TOTALES
( k USD )
RESIDENCIAL 82.550 72.672 575 155.796
COMERCIAL 45.113 39.715 314 85.141
INDUSTRIAL 73.876 65.036 514 139.426
OTROS 33.234 29.257 231 62.722
TOTAL 234.772 206.679 1.634 443.085
-
antecedentes se lleg a determinar el tipo y capacidad de dicha
central. Se considera entonces un generador termoelctrico de
200 MW con informacin de parmetros estndar a nivel de
Amrica del Sur, estimndose sus costos de: instalacin,
administracin, operacin, mantenimiento y variables de
produccin (ver TABLA X). Bajo esta misma perspectiva, se
toma en cuenta una valoracin de la energa importada a
Colombia y Per, a un costo promedio de un perodo
representativo anterior al evento de anlisis.
De esta manera se llegan a estimar estos costos en USD 269,8 millones, ponderados por sector econmico, de acuerdo con la proporcionalidad de la demanda presentada en el ao 2009, en
residencial, comercial, industrial y otros, mismos que se
presentan en las TABLAS X y XI y Fig. 6. TABLA X. Costos no atribuibles al evento de anlisis
TABLA XI. Distribucin de costos no atribuibles
Figura 6. Distribucin por sector econmico de los costos no imputables
La diferencia de entre los costos indirectos totales (USD 443,09 millones) y los costos no atribuibles al evento de anlisis (USD 269,83 millones), esto es USD 173,26 millones, es el equivalente de los Costos Sociales Indirectos.
C. ENERGA TOTAL NO SUMINISTRADA
Corresponde a la sumatoria de toda la energa racionada
durante el perodo de anlisis (ver Fig. 7). En la TABLA XII
se muestra el desglose, por sector econmico, de la Energa
No Suministrada que, segn la referencia [2], ascendi a 186,6 GWh
Figura 7. Racionamientos programados y efectuados durante la crisis (Ref. CENACE)
DESCRIPCIN
COSTOS NO
ATRIBUIBLES
200 MW (USD)
COSTO DE ACTIVO 237.492.155
COSTO VARIABLE DE PRODUCCIN 10.115.129
COSTO O & M EN PERIODO ESTUDIO 481.739
COSTOS FIJOS EN PERIODO ESTUDIO (FdR) 6.184.812
PAGO INTERCONEXIN 15.553.944
TOTAL 269.827.778
SECTOR
ECONMICO
COSTOS NO
ATRIBUIBLES
200 MW ( k USD)
COSTOS
INDIRECTOS
( k USD )
RESIDENCIAL 94.876 60.920,10
COMERCIAL 51.849 33.292,47
INDUSTRIAL 84.907 54.519,21
OTROS 38.196 24.525,76
TOTAL 269.828 173.257,54
RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL OTROS
COSTOS NO ATRIBUIBLES200 MW ( k USD)
94.876 51.849 84.907 38.196
94.876
51.849
84.907
38.196
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
80.000
90.000
100.000
COSTOS NO ATRIBUIBLES AL EVENTO DE ANLISIS ( k USD )
-
TABLA XII. Energa No Suministrada durante el evento de anlisis
VI. ANLISIS DE RESULTADOS
Una vez estimadas las variables de (1), el CENS para
interrupciones programadas de profundidad promedio 5,3%, se estima en 1.533 USD/MWh. A continuacin se presenta un resumen del clculo:
TABLA XIII. Resumen del Clculo del CENS en Ecuador
4
1
0
112 78 173 26
186 60
153 3
(1)( )
.USD
CENSMWh
ENS
, , USDCENS
, Wh
CENS , ctv.USD/ kWh
i crisisi D Ii j
T h
t
k C C
MM
G
Se puede apreciar que el sector industrial es el que exhibe el
ms alto valor con un CENS de 400 ctv.USD/kWh; al contrario que el sector residencial, con un valor de 64,6 ctv.USD/kWh. La Fig. 8 muestra el CENS calculado, desagregado por sector econmico.
Figura 8. Valores referenciales del CENS en Ecuador por sector econmico
VII. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Contar con valiosa y confiable informacin del impacto
econmico ocasionado por racionamientos programados
durante un periodo de dficit energtico, hizo posible la
aplicacin de la metodologa propuesta en este artculo. Por
tanto, los valores de CENS obtenidos en este estudio, para
distintos estratos de clientes, son una verdadera referencia a
ser aplicada en Ecuador en estudios tanto de planificacin de
la expansin y operacin del SNI, como de interrupciones
programadas.
Los costos sociales indirectos que incluyen: dao a la salud,
dao a la seguridad de las personas, daos a la propiedad y al
medio ambiente, falta de transporte, accidentes de trnsito,
prdida de alumbrado pblico, costos de emergencia, gestin
de crisis, costos y prdidas para las compaas de seguros,
etc., son estimados a travs de la variable proxy inversiones y
gastos contingentes, realizados por el Estado, para mitigar el
impacto social desfavorable del evento de anlisis.
Los costos econmicos directos que incluyen: desperdicio de
alimentos y materias primas que se deterioran, prdidas de
salarios, prdidas de ingresos y ventas, prdidas fiscales de
ingresos por impuestos, daos a equipos, etc.), provienen de
una distribucin de las prdidas econmicas en la produccin
para cada estrato de cliente estimadas a travs del proxy
Producto Interno Bruto, PIB
Es importante recalcar que resulta impracticable extrapolar
estos resultados a interrupciones intempestivas ocurridas en
Ecuador con diversas duraciones y profundidades. De igual
SECTOR
ECONMICO
ENERGA NO
SUMINISTRADA 2009
(GWh)
RESIDENCIAL 95,17
COMERCIAL 43,11
INDUSTRIAL 29,86
OTROS 18,47
TOTAL 186,60
SECTOR
ECONMICO
COSTOS
DIRECTOS
(k USD)
COSTOS
INDIRECTOS
( k USD )
ENERGA NO
SUMINISTRADA
2009
(GWh)
CENS
USD/MWh
RESIDENCIAL 583 60.920 95,17 646,27
COMERCIAL 43.895 33.292 43,11 1.790,64
INDUSTRIAL 64.990 54.519 29,86 4.002,84
OTROS 3.311 24.526 18,47 1.506,80
TOTAL 112.778 173.258 186,60 1.532,87
RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL OTROS
CENSUSD/MWh
646 1.791 4.003 1.507
CENS PROMEDIO 1533 1533 1533 1533
646
1.791
4.003
1.507
1.533
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
4.000
4.500
5.000
COSTO ENERGA NO SUMINISTRADA ( USD/MWh )
USD
-
manera, la tarea de extrapolacin de los valores del CENS
encontrados en este estudio, para su aplicacin en otros
pases, es una tarea inviable, debido a la gran cantidad de
variables no-observables que requieren correlacionarse. No
obstante, con relativa facilidad, esta propuesta metodolgica
podra replicarse en otros pases para estimar el CENS.
El mayor impacto social de las interrupciones (costos
indirectos) lo enfrentan los clientes residenciales. Estos
clientes son a su vez los ms vulnerables ( 96%k ) -o los menos preparados- ante una interrupcin, debido a que sus
prdidas econmicas en la produccin son inferiores respecto
de otros estratos de clientes cuyas actividades son netamente
productivas. Los clientes comerciales son los menos
vulnerables a las interrupciones ( 30%k ) debido a que, a diferencia de los clientes industriales, muy difcilmente
cambiarn sus actividades productivas ante una interrupcin.
Como era de esperar, los costos sociales indirectos -USD 173,26 millones- superan a los costos econmicos directos -USD 112,78 millones-, en un 54%, debido a que los clientes que realizan actividades netamente productivas con la energa
elctrica, se encuentran relativamente ms preparados que los
clientes residenciales.
Los resultados de este trabajo, servirn de referencia para
validar y, de ser el caso, ajustar los resultados de un estudio,
actualmente en marcha en Ecuador, en el que, a travs de la
aplicacin de la metodologa de encuestas a nivel nacional, se
espera obtener una matriz de FDCIs para distintos tipos de
interrupciones.
VIII. REFERENCIAS
[1] Ministerio de Electricidad y Energa Renovable, Informe final de la Crisis del Ao 2009, Subsecretara de Poltica y Planificacin, 31 enero 2011.
[2] Corporacin CENACE, Informe de Evaluacin y Seguimiento de Racionamientos en Empresas Distribuidoras, rea de Anlisis de la Operacin -DOP-, 04 de marzo de 2010.
[3] CONELEC, Diseo del Estudio para la Determinacin del Costo de la Energa No Suministrada en Ecuador, Direccin de Planificacin, febrero 2010.
[4] CIER, Seales Regulatorias para la Rentabilidad e Inversin en el Sector Elctrico, Documento Preliminar, 2009.
[5] D. Morales y K. Quizhpe, Clculo de la Energa No Suministrada por la Empresa Elctrica Regional Centro Sur. C.A. Utilizando el GIS como Herramienta Informtica, Tesis de Ingeniera Elctrica, Universidad Politcnica Salesiana, Cuenca, 2009.
[6] http://www.bce.fin.ec/docs.php?path=/home1/estadisticas/bolmensual/IEMensual jsp
[7] H. Yongxiu, G. Liping and C. Qi, Study on Value of Lost Load in China Based on Complete Benefit Analysi, Adm. Sch., North China Electric Power University, Beijing, 2007.
[8] UPME, Estudio de Costos de Racionamiento de Electricidad y Gas Natural, Colombia, enero 2004.
[9] J. Castener, Assessment of Interruption Costs in Electric Power Systems Using Weibull-Markov Model, Chalmers University of Technology, 2003.
[10] Mercados Energticos S.A. y Consorcio PREICA, Diseo de una Encuesta para evaluar el Costo del Corte de Energa Elctrica, Proyecto Regional de Energa Elctrica del Istmo Centro Americano.
Repblica de Guatemala, octubre 2000.
[11] CONELEC, Plan Maestro de Electrificacin de Ecuador 2009-2020, ANEXOS 5.1 y 5.2, pginas 178 y 179, Ecuador.
IX. BIOGRAFAS
Pal Vsquez Miranda (M04) Ingeniero Elctrico Escuela Politcnica Nacional, Quito, 2002. Trabaj para Movistar encargado del rea de
planificacin 2003-2004. Se gradu de doctor en
ingeniera elctrica en la Universidad Nacional de San Juan, Argentina-2009. Colabor como
investigador invitado durante un ao, 2008-2009,
en el Instituto de Energa Elctrica (LENA) de la Universidad Otto-von-Guericke en Magdeburg,
Alemania. Actualmente es Director de
Planificacin del Consejo Nacional de Electricidad, CONELEC. Es profesor de
posgrado en la Escuela Politcnica Nacional y
Presidente del Captulo Power & Energy Society de IEEE seccin Ecuador 2010-2012. Sus reas de inters son: planificacin,
optimizacin, modelacin de incertidumbres y tcnicas de manejo de riesgos.
ngel Vaca Peafiel, graduado de Ingeniero Elctrica en la Escuela
Politcnica Nacional del Ecuador, en el ao 2011. Actualmente se desempea
como tcnico de la Direccin de Tarifas del Consejo Nacional de Electricidad del Ecuador.
Sus actividades de investigacin se acentan en
el desarrollo de metodologas de mejora del diseo de tarifacin de los participantes del
sector elctrico ecuatoriano y temas afines. Ha
incursionado en el desarrollo tcnico de polticas de gran importancia para el mercado
de electricidad ecuatoriano, sin publicar an sus trabajos.
AGRADECIMIENTOS
Los autores agradecen al Consejo Nacional de Electricidad,
CONELEC, por brindar las facilidades tecnolgicas y el
acceso a la informacin, aspectos que han hecho posible la
realizacin de este trabajo de investigacin. De la misma
forma, al Ing. Jair Andrade, por su importante contribucin en
la consecucin del presente estudio.
