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UNIVERSIDAD DE CUENCA
FACULTAD DE INGENIERÍA
ESCUELA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
“COMPARACIÓN DE COSTOS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA PARA DIFERENTES
TECNOLOGÍAS EN EL ECUADOR”
Tesis previa a la obtención
del Título de Ingeniero Eléctrico
AUTORES:
Francisco Raúl Buñay Ortiz
Franklin Gabriel Pérez Luna
DIRECTOR:
Ing. Jorge Goyes Ayala
CUENCA – ECUADOR
2012
UNIVERSIDAD DE CUENCA
2
Buñay, F.; Pérez, F.
RESPONSABILIDAD:
Francisco Buñay Ortiz y Franklin Pérez Luna, reconocemos y aceptamos el
derecho de la Universidad de Cuenca, en base al Art. 5 literal c) de su
Reglamento de Propiedad Intelectual, de publicar este trabajo por cualquier
medio conocido o por conocer, al ser este requisito para la obtención de
nuestro título de Ingeniero Eléctrico. El uso que la Universidad de Cuenca
hiciere de este trabajo, no implicará afección alguna de mis derechos morales o
patrimoniales como autor.
Francisco Raúl Buñay Ortiz Franklin Gabriel Pérez Luna 0302005186 0301440079
Francisco Buñay Ortiz y Franklin Pérez Luna, certificamos que todas las ideas,
opiniones y contenidos expuestos en la presente investigación son de exclusiva
responsabilidad de sus autores.
Francisco Raúl Buñay Ortiz Franklin Gabriel Pérez Luna 0302005186 0301440079
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Buñay, F.; Pérez, F.
AGRADECIMIENTO:
Agradecemos enormemente al Ing. Jorge Goyes Ayala, Jefe del Departamento
de Producción, Dirección de Generación, CELEC EP, quien de manera
desinteresada nos ha brindado parte de su valioso tiempo, y nos ha
proporcionado información y la guía necesaria para la realización de este
trabajo. A Dios y a todas aquellas personas que participaron directa e
indirectamente para el cumplimiento de esta meta, entre ellos amigos y familia.
Agradezco a mis padres que siempre
creyeron en mi capacidad y me
empujaron a seguir adelante con su
apoyo y su carisma. Gracias a mi
segunda familia de Cuenca que con su
apoyo, consejos y enseñanzas han
formado parte de mi crecimiento y mi
éxito. A mi compañero de tesina,
Gabriel, por su gran esfuerzo.
FRANCISCO
Agradezco a mi madre y hermanos,
por el apoyo incondicional brindado
durante mi carrera universitaria, por
su ejemplo de responsabilidad y
honorabilidad. Gracias a todos mis
profesores, que en las aulas
promulgaron sus conocimientos y
experiencias profesionales. Y a mi
amigo, Francisco, por su empeño
puesto para la culminación de este
trabajo.
GABRIEL
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Buñay, F.; Pérez, F.
DEDICATORIA:
A mi madre, Gloria, ejemplo de superación
y sacrificio, que con su entrega total de
amor, nos ha guiado para vencer toda
adversidad presente en nuestro camino.
A mis hermanos, Cristian y Silvia, quienes
de manera incondicional, están siempre
presentes para brindarme su apoyo para
seguir adelante.
A mi padre, Eduardo, y de manera especial
a mi hermano, Giovanny, que tuvieron que
partir antes de compartir conmigo esta
alegría. Desde arriba, espero se sientan
orgullosos.
Va por vos Giovanny...
GABRIEL
Dedico este proyecto a mi Dios y mi
familia, son los seres que siempre han
estado presentes no solo en mi carrera
sino durante toda mi vida. A mis padres
en especial que siempre me han
apoyado y son el pilar fundamental de
mi existencia. Sin ellos, jamás habría
llegado a ser lo que soy. Su tenacidad
y lucha insaciable han hecho de ellos
un gran ejemplo a seguir y destacar, no
solo para mí sino para toda mi familia.
FRANCISCO
UNIVERSIDAD DE CUENCA
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Buñay, F.; Pérez, F.
ÍNDICE GENERAL
RESPONSABILIDAD: .................................................................................................................... 2
AGRADECIMIENTO: ...................................................................................................................... 3
DEDICATORIA: .............................................................................................................................. 4
ÍNDICE GENERAL .......................................................................................................................... 5
ÍNDICE DE GRÁFICOS .................................................................................................................. 9
ÍNDICE DE TABLAS .....................................................................................................................10
PRESENTACIÓN .......................................................................................................................... 12
RESUMEN ..................................................................................................................................... 16
ABSTRACT ................................................................................................................................... 17
GLOSARIO DE TÉRMINOS Y UNIDADES .................................................................................. 19
CAPITULO I
GENERALIDADES
1.1. Tendencia Mundial y Local de Energía Primaria para la Producción de
Electricidad ..................................................................................................................................21
1.1.1. Introducción ...............................................................................................................21
1.1.2. Tendencia Mundial de Energía Primaria para la Producción de Electricidad ...........22
1.1.3. Tendencia Local de Energía Primaria para la Producción de Electricidad ...............28
1.2. Demanda de Energía Eléctrica y su Proyección ..........................................................36
1.2.1. Evolución de la demanda de Energía Eléctrica ..............................................................36
Consumo en el Mundo ..........................................................................................................37
Consumo en el Ecuador ........................................................................................................38
1.2.2. Proyección de la demanda eléctrica ...............................................................................41
1.3. Matriz Eléctrica del Ecuador ..........................................................................................42
CAPITULO II
DESCRIPCIÓN DE LAS TECNOLOGÍAS EMPLEADAS PARA LA
PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD
2.1. Hidroelectricidad ..................................................................................................................44
Centrales a filo de río ............................................................................................................45
Con embalse .........................................................................................................................45
De bombeo ............................................................................................................................45
2.2. Termoelectricidad ................................................................................................................46
Combustión externa ..............................................................................................................47
Combustión interna ...............................................................................................................47
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Buñay, F.; Pérez, F.
2.3. Generación Eólica ................................................................................................................47
2.4. Energía Solar Fotovoltaica y Térmica Solar ......................................................................49
Energía solar fotovoltaica ......................................................................................................49
Energía térmica solar ............................................................................................................50
2.5. Biomasa.................................................................................................................................50
2.6. Otras tecnologías .................................................................................................................51
CAPÍTULO III
COSTOS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
3.1. Descripción de Costos para la Producción de Energía Eléctrica ..............................53
3.1.1. Esquema general de Costos de Generación ..................................................................53
3.1.2. Costos Preoperativos ......................................................................................................55
3.1.3. Costos operativos ............................................................................................................58
3.2. Precio de Combustibles empleados para Generación Eléctrica en el Ecuador .......59
3.2.1. Combustibles empleados para la Generación Eléctrica .................................................59
3.2.2. Precio de los Combustibles .............................................................................................60
3.3. Costo Nivelado de la Energía (LCOE), ...........................................................................64
Costo de inversión .................................................................................................................66
Costo de combustible ............................................................................................................66
Costo de operación y mantenimiento ....................................................................................66
Tasa de descuento ................................................................................................................67
Energía generada ..................................................................................................................68
Vida útil ..................................................................................................................................68
CAPÍTULO IV
COSTOS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
4.1. Metodología .....................................................................................................................69
4.2. Descripción de las Centrales de Generación Eléctrica consideradas para el
cálculo de los Costos de Producción de Energía ....................................................................73
4.2.1. UNIDAD DE NEGOCIO HIDROPAUTE ..........................................................................74
Central Hidroeléctrica Mazar .................................................................................................74
Central Hidroeléctrica Molino ................................................................................................77
4.2.2. UNIDAD DE NEGOCIO HIDRONACIÓN ........................................................................78
Central Hidroeléctrica Marcel Laniado de Wind ....................................................................79
4.2.3. UNIDAD DE NEGOCIO HIDROAGOYÁN ......................................................................79
Central Hidroeléctrica Agoyán ...............................................................................................79
Central Hidroeléctrica Pucará ...............................................................................................80
Central Hidroeléctrica San Francisco ....................................................................................80
4.2.4. UNIDAD DE NEGOCIO TERMOPICHINCHA .................................................................81
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Buñay, F.; Pérez, F.
Central Térmica Guangopolo ................................................................................................81
Central Térmica Santa Rosa .................................................................................................81
Central Térmica Quevedo II ..................................................................................................81
Central Térmica Sacha ..........................................................................................................82
Central Térmica Secoya ........................................................................................................82
4.2.5. UNIDAD DE NEGOCIO ELECTROGUAYAS .................................................................82
Central Térmica Trinitaria ......................................................................................................83
Central Térmica Gonzalo Zevallos ........................................................................................83
Central Térmica Enrique García ............................................................................................83
Central Térmica Santa Elena ................................................................................................83
4.2.6. UNIDAD DE NEGOCIO TERMOESMERALDAS ............................................................84
Central Térmica Esmeraldas .................................................................................................84
Central Térmica La Propicia ..................................................................................................84
Central Térmica Manta II .......................................................................................................85
Central Térmica Miraflores ....................................................................................................85
4.3. Costos de Producción de Electricidad para diferentes Centrales instaladas en el
país. 85
4.3.1. Costos de Producción de Centrales Hidroeléctricas .......................................................86
4.3.2. Costos de Producción de Centrales Termoeléctricas .....................................................89
4.4. Cálculo de los Costos de Producción de Energía Eléctrica .......................................92
4.4.1. Cálculo del costo anual de inversión ...............................................................................96
Sistema de Amortización Francés .........................................................................................96
Cálculo del costo total de la Inversión ...................................................................................98
Cálculo de la Cuota Anual de Inversión .............................................................................102
4.4.2. Cálculo de Costos de Producción de Energía Eléctrica ...............................................102
Producción de Energía ........................................................................................................102
Cálculo de los Costos de Producción de Energía ...............................................................104
4.5. Análisis de Resultados .....................................................................................................108
Hidroeléctrica .......................................................................................................................108
Turbinas a Vapor .................................................................................................................109
Turbinas a Gas ....................................................................................................................110
Motor de Combustión Interna ..............................................................................................111
CONCLUSIONES
Respecto al Consumo de Energía Eléctrica .......................................................................114
Respecto a la Matriz Eléctrica del País ...............................................................................115
Respecto a los Costos de Producción de Electricidad .....................................................115
Hidroelectricidad ..................................................................................................................116
Termoelectricidad ................................................................................................................117
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Buñay, F.; Pérez, F.
RECOMENDACIONES ....................................................................................... 120
BIBLIOGRAFÍA Y REFERENCIAS .................................................................... 122
ANEXO I
COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA DE CENTRALES
HIDROELÉCTRICAS
A1.1. UNIDAD DE NEGOCIO HIDROPAUTE ............................................................................125
A1.2. UNIDAD DE NEGOCIO HIDROAGOYÁN .........................................................................131
A1.3. UNIDAD DE NEGOCIO HIDRONACIÓN ..........................................................................135
ANEXO II
COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA DE CENTRALES
TERMOELÉCTRICAS
A2.1. UNIDAD DE NEGOCIO TERMOPICHINCHA ...................................................................137
A2.2. UNIDAD DE NEGOCIO ELECTROGUAYAS ....................................................................141
A2.2. UNIDAD DE NEGOCIO TERMOESMERALDAS ..............................................................143
ANEXO III
COSTOS VARIABLES DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA DE CENTRALES
TERMOELÉCTRICAS ........................................................................................ 146
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Buñay, F.; Pérez, F.
ÍNDICE DE GRÁFICOS
Gráfico 1.1. EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR TIPO DE
FUENTE PERIODO 1971-2009 .................................................................................................. 23
Gráfico 1.2. PRODUCCIÓN MUNDIAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR TIPO DE FUENTE
AÑO 1973 .................................................................................................................................... 24
Gráfico 1.3. PRODUCCIÓN MUNDIAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR TIPO DE FUENTE
AÑO 2009 .................................................................................................................................... 24
Gráfico 1.4. COMPARACIÓN DE PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD POR TIPO DE
FUENTE, AÑOS 1973 Y 2009 .................................................................................................... 26
Gráfico 1.5. EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN NACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR
TIPO DE FUENTE PERIODO 1999-2011 ................................................................................... 28
Gráfico 1.6. CONSUMO DE COMBUSTIBLE PARA GENERACIÓN TERMOELÉCTRICA EN
EL ECUADOR PERIODO 1999-2011 ......................................................................................... 33
Gráfico 1.7. COMPARACIÓN PORCENTUAL DE PRODUCCIÓN NACIONAL DE
ELECTRICIDAD POR TIPO DE FUENTE PERIODO 1999-2011 .............................................. 34
Gráfico 1.8. PRODUCCIÓN NACIONAL DE ELECTRICIDAD PROYECTADA PARA EL AÑO
2016 ............................................................................................................................................. 35
Gráfico 1.9. CONSUMO MUNDIAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR SECTOR PERIODO
1971-2009 ................................................................................................................................... 37
Gráfico 1.10. CONSUMO MUNDIAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA PER CÁPITA ...................... 38
Gráfico 1.11. PORCENTAJE DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL
ECUADOR AGO/11-JUL/12 ........................................................................................................ 42
Gráfico 2.1. CENTRAL HIDROELÉCTRICA .............................................................................. 45
Gráfico 2.2. CENTRAL TERMOELÉCTRICA ............................................................................. 46
Gráfico 2.3. AEROGENERADORES ......................................................................................... 48
Gráfico 2.4. CENTRAL FOTOVOLTAICA .................................................................................. 49
Gráfico 2.5. CENTRAL TÉRMICA SOLAR ................................................................................ 50
Gráfico 2.6. CENTRAL DE BIOMASA ....................................................................................... 51
Gráfico 3.1. ESQUEMA DE COSTOS DE GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD ...................... 55
Gráfico 4.1. COSTOS DE GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD .............................................. 109
Gráfico 4.2. PORCENTAJE DE LOS COMPONENTES DEL COSTO DE PRODUCCIÓN DE
ENERGÍA RESPECTO AL COSTO TOTAL ............................................................................. 110
Gráfico 4.3. COSTOS DE GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD CON FACTORES DE PLANTA
TÍPICOS .................................................................................................................................... 111
Gráfico 4.4. PORCENTAJE DE LOS COMPONENTES DEL COSTO DE PRODUCCIÓN DE
ENERGÍA, CON FACTORES DE PLANTA TÍPICOS, RESPECTO AL COSTO TOTAL ......... 112
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Buñay, F.; Pérez, F.
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1.1. COMPARACIÓN DE PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD POR TIPO DE FUENTE
AÑOS 1973 Y 2009 ..................................................................................................................... 25
Tabla 1.2. COMPARACIÓN DE PRODUCCIÓN NACIONAL DE ELECTRICIDAD POR TIPO
DE FUENTE PERIODO 1999-2011 ............................................................................................ 30
Tabla 1.3. COMPARACIÓN PORCENTUAL DE PRODUCCIÓN NACIONAL DE
ELECTRICIDAD POR TIPO DE FUENTE PERIODO 1999-2011 .............................................. 31
Tabla 1.4. PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS EMBLEMÁTICOS ........................................... 35
Tabla 1.5. CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA PER CÁPITA A NIVEL NACIONAL
PERIODO 1999-2011 .................................................................................................................. 39
Tabla 1.6. DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA A NIVEL NACIONAL PERIODO 1999-2012
..................................................................................................................................................... 40
Tabla 3.1. TIPO DE COMBUSTIBLE CONSUMIDO POR TIPO DE CENTRAL TÉRMICA....... 61
Tabla 3.2. PRECIO REFERENCIAL INTERNACIONAL DE COMBUSTIBLES EMPLEADOS EN
LA GENERACIÓN ELÉCTRICA DEL PAÍS ................................................................................ 62
Tabla 3.3. PRECIO NACIONAL DE COMBUSTIBLES EMPLEADOS EN LA GENERACIÓN
ELÉCTRICA ................................................................................................................................ 64
Tabla 4.1. PLAZOS A SER CONSIDERADOS EN LOS TÍTULOS HABILITANTES POR TIPO
DE CENTRAL Y RANGO DE POTENCIA .................................................................................. 71
Tabla 4.2. CENTRALES Y UNIDADES TERMOELÉCTRICAS DE LA CELEC EP ................... 75
Tabla 4.3. CENTRALES Y UNIDADES HIDROELÉCTRICAS DE LA CELEC EP .................... 76
Tabla 4.4. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN DE HIDROPAUTE ............................................... 87
Tabla 4.5. CÁLCULO DE GASTOS DE ADMINISTRACIÓN POR CENTRAL DE HIDROPAUTE
..................................................................................................................................................... 87
Tabla 4.6. COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN DE HIDROPAUTE .......................................... 87
Tabla 4.7. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN DE HIDROAGOYÁN ........................................... 87
Tabla 4.8. CÁLCULO DE GASTOS DE ADMINISTRACIÓN POR CENTRAL DE
HIDROAGOYÁN.......................................................................................................................... 88
Tabla 4.9. COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN DE HIDROAGOYÁN ....................................... 88
Tabla 4.10. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN DE HIDROPAUTE ............................................. 88
Tabla 4.11. COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN DE HIDRONACIÓN ...................................... 88
Tabla 4.12. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN DE TERMOPICHINCHA .................................... 89
Tabla 4.13. CÁLCULO DE GASTOS DE ADMINISTRACIÓN POR CENTRAL DE
TERMOPICHINCHA .................................................................................................................... 89
Tabla 4.14. COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN DE TERMOPICHINCHA ............................... 90
Tabla 4.15. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN DE ELECTROGUAYAS .................................... 90
Tabla 4.16. CÁLCULO DE GASTOS DE ADMINISTRACIÓN POR CENTRAL DE
ELECTROGUAYAS .................................................................................................................... 90
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Buñay, F.; Pérez, F.
Tabla 4.17. COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN DE ELECTROGUAYAS................................ 91
Tabla 4.18. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN DE TERMOESMERALDAS ............................... 91
Tabla 4.19. COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN DE TERMOESMERALDAS .......................... 91
Tabla 4.20. COSTOS VARIABLES PROMEDIO DE PRODUCCIÓN ........................................ 94
Tabla 4.21. CÁLCULO DE INVERSIÓN TOTAL - CENTRAL TRINITARIA ............................... 99
Tabla 4.22. CÁLCULO DE INVERSIÓN TOTAL - CENTRAL ENRIQUE GARCÍA .................. 100
Tabla 4.23. CÁLCULO DE INVERSIÓN TOTAL - CENTRAL QUEVEDO II ............................ 101
Tabla 4.24. COSTOS DE INVERSIÓN ..................................................................................... 102
Tabla 4.25. CUOTA ANUAL DE INVERSIÓN .......................................................................... 102
Tabla 4.26. PRODUCCIÓN DE ENERGÍA BRUTA .................................................................. 103
Tabla 4.27. ENERGÍA GENERADA CON FACTORES DE PLANTA TÍPICOS ....................... 104
Tabla 4.28. CÁLCULO DE COSTOS NIVELADOS Y LCOE DE LA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA MAZAR ..................................................................................................... 104
Tabla 4.29. CÁLCULO DE COSTOS NIVELADOS Y LCOE DE LA CENTRAL TÉRMICA
TRINITARIA ............................................................................................................................... 105
Tabla 4.30. CÁLCULO DE COSTOS NIVELADOS Y LCOE DE LA CENTRAL TÉRMICA
ENRIQUE GARCÍA ................................................................................................................... 105
Tabla 4.31. CÁLCULO DE COSTOS NIVELADOS Y LCOE DE LA CENTRAL TÉRMICA
QUEVEDO II .............................................................................................................................. 105
Tabla 4.32. COMPARACIÓN DE COSTOS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA . 106
Tabla 4.33. CÁLCULO DE COSTOS NIVELADOS Y LCOE DE LA CENTRAL
HIDROELÉCTRICA MAZAR EMPLEANDO UN FACTOR DE PLANTA TÍPICO ..................... 106
Tabla 4.34. CÁLCULO DE COSTOS NIVELADOS Y LCOE DE LA CENTRAL TÉRMICA
TRINITARIA EMPLEANDO UN FACTOR DE PLANTA TÍPICO .............................................. 107
Tabla 4.35. CÁLCULO DE COSTOS NIVELADOS Y LCOE DE LA CENTRAL TÉRMICA
ENRIQUE GARCÍA EMPLEANDO UN FACTOR DE PLANTA TÍPICO ................................... 107
Tabla 4.36. CÁLCULO DE COSTOS NIVELADOS Y LCOE DE LA CENTRAL TÉRMICA
QUEVEDO II EMPLEANDO UN FACTOR DE PLANTA TÍPICO ............................................. 107
Tabla 4.37. COMPARACIÓN DE COSTOS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
CON FACTORES DE PLANTA TÍPICOS ................................................................................. 108
Tabla 4.38. COMPARACIÓN DE COSTOS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
CON DIFERENTES FACTORES DE PLANTA ......................................................................... 113
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Buñay, F.; Pérez, F.
PRESENTACIÓN
ANTECEDENTES
Debido a la fuerte inversión pública y privada que se está dando actualmente, y
que continuará por varios años más, para el cambio de la Matriz Energética en
el Sector Eléctrico del Ecuador, que pretende la diversificación de las fuentes
de energía para generación de electricidad, en base a producir una energía
limpia y eficiente que permita evitar y mitigar daños irreversibles al sistema
climático global, aprovechando los grandes recursos energéticos que posee el
país, además de disminuir de manera considerable la dependencia de
combustibles fósiles, y garantizar la sostenibilidad del suministro energético a
los consumidores y ciudadanos, creemos conveniente analizar los costos de
producción de energía eléctrica para las diferentes tecnologías instaladas en el
país (convencionales y no convencionales: hidráulica, térmica, eólica, solar,
etc) con el fin de generar una fuente de referencia básica, que proporcione
elementos para optar por la adopción de una de éstas.
ALCANCE
El presente tema tiene por finalidad proporcionar cuadros comparativos de los
costos de producción de electricidad para distintas tecnologías presentes en el
país [USD/MWh], con el objeto de tener una referencia básica en el momento
de tomar la decisión de inversión en una de ellas.
Cabe mencionar que los costos empleados para los cálculos sólo consideran
los costos directos de generación, excluyendo los costos de transporte y
UNIVERSIDAD DE CUENCA
13
Buñay, F.; Pérez, F.
distribución de energía, y gastos de externalidades como: daño ambiental,
daño a la salud, emisiones de CO2 o los costes de desmantelamiento; por
último, también se excluyen las subvenciones e impuestos a los que están
sujetas las distintas tecnologías para generación eléctrica.
JUSTIFICACIÓN
La información disponible de los múltiples proyectos ejecutados recientemente
para generación eléctrica, y aquellos que actualmente están en proceso de
construcción o estudio en el país, nos permiten tener costos actualizados para
la producción de electricidad, que posibilitan una determinación real de la
inversión necesaria para las tecnologías últimamente empleadas en el
Ecuador, así como tener un conocimiento de los presupuestos necesarios para
su operación. Tener una referencia local de estos costos, es de mucha utilidad
para inversiones en proyectos futuros, no sólo a gran escala, sino también para
industrias, edificios y hogares de las ciudades que requieren tener una
provisión autónoma de energía eléctrica, ya que por lo general se dispone de
estos datos para países europeos y Norteamérica, que no reflejan el costo
verdadero en nuestro país.
OBJETIVOS
Objetivo General
Comparar los costos de producción de energía eléctrica para las
diferentes tecnologías existentes en el Ecuador.
Objetivos específicos
- Estudiar tendencias mundiales sobre las fuentes de energía renovable
y no renovable para la generación de electricidad.
- Describir las principales tecnologías existentes para la generación de
energía eléctrica a nivel global.
UNIVERSIDAD DE CUENCA
14
Buñay, F.; Pérez, F.
- Explicar la producción de electricidad con diferentes tecnologías
instaladas en el país, así como el precio de los combustibles utilizados
para ello.
- Proporcionar cuadros comparativos de costos de producción de
energía eléctrica entre las diferentes tecnologías instaladas en el país.
- Servir como una referencia básica para inversiones en futuros
proyectos.
METODOLOGÍA
La metodología para el desarrollo del tema consiste, primero, en una revisión
de literatura en libros, publicaciones de revistas, artículos académicos, reportes
de instituciones, tanto físicas como digitales, sobre la situación y tendencias
mundiales en fuentes de energía para la producción de electricidad, así como
del precio de los combustibles empleados para la misma.
Posteriormente se analizará, con la debida autorización, documentos, físicos o
digitales, suministrados por empresas encargadas de la operación y
administración de centrales eléctricas del país, sobre las inversiones realizadas
o que se llevarán a cabo en la ejecución de proyectos eléctricos en el país, así
como los gastos en los que incurren las centrales ya instaladas para su
operación, producción, mantenimiento, y administración.
Finalmente, se sistematizará la información para el cumplimiento de los
objetivos planteados en este trabajo, para lo cual se procederá al cálculo del
Costo Nivelado de la Energía (Levelized Cost of Energy -LCOE-) para centrales
de diferente tecnología de generación eléctrica en el país. Para este punto se
han tomado las siguientes consideraciones:
- La información sobre los costos fijos y variables de operación,
producción y mantenimiento, gastos administrativos e inversiones
realizadas, fueron proporcionados por CELEC EP.
- De los valores suministrados para las inversiones de las distintas
centrales eléctricas, será necesario suponer una misma tasa de crédito
UNIVERSIDAD DE CUENCA
15
Buñay, F.; Pérez, F.
para las inversiones, de modo que, variaciones en la tasa de interés, no
influyan en este cálculo, pues el problema podría caer en la selección de
una tasa de interés y modo de pago, antes que en la elección misma del
tipo de tecnología.
- Al disponer de los gastos administrativos en los que incurre la Unidad de
Negocio en general, y no especificar el valor de estos gastos para cada
central correspondiente a esa Unidad de Negocio, se cree conveniente
dividir estos rubros de una manera ponderada, según la potencia
instalada en cada central, con respecto a la potencia total de la Unidad
de Negocio perteneciente a CELEC EP.
- Los costos de operación y mantenimiento, producción y gastos
administrativos, tanto fijos como variables, corresponden a costos reales
incurridos en un periodo de un año, al igual que su energía producida,
por lo que los resultados obtenidos serán valores muy cercanos a la
realidad, disminuyendo considerablemente el sesgo producido al estimar
estos datos.
- Para centrales, cuya producción de energía no esté próxima a factores
de planta típicos, se procederá al cálculo de la energía que se produciría
con esos factores.
- Los costos variables de producción para las centrales hidroeléctricas se
considerarán según lo establecido en la Resolución No. CONELEC
013/08.
- De ser necesaria su utilización, la tasa de descuento será la asumida por
la SENPLADES para evaluar los proyectos de inversión presentados por
los estamentos del Gobierno y cuyo valor corresponde al 12%.
- Los años de vida útil considerados, en este cálculo, para cada tipo de
central, serán los señalados en la Regulación No. CONELEC 003/11.
UNIVERSIDAD DE CUENCA
16
Buñay, F.; Pérez, F.
RESUMEN
El presente trabajo desarrolla un análisis y comparación de los costos de
producción de energía eléctrica para diferentes tecnologías empleadas en
nuestro país, con la finalidad de tener una referencia local de estos costos para
inversiones en proyectos futuros.
En el primer capítulo, se describe brevemente las tendencias mundiales y
locales de fuentes de energía primaria empleadas para la producción de
electricidad, la evolución y proyección de la demanda de energía eléctrica,
tanto a nivel mundial como nacional, así como también se explica la situación
presente de la Matriz Eléctrica del Ecuador y su perspectiva para años futuros.
En el capítulo segundo, se detalla los principales tipos de tecnologías
empleadas para la producción de energía eléctrica, y de manera básica se
explica su mecánica de funcionamiento.
En el tercer capítulo, se realiza una descripción de los costos en los que se
incurren para la producción de electricidad, un análisis del costo de los
combustibles empleados para la generación eléctrica en el país, y una
explicación del método adoptado para el cálculo de los costos de producción
(Levelized Cost of Energy).
En el cuarto y último capítulo, se indica información numérica de los costos de
producción de energía eléctrica (costos de producción, operación y
mantenimiento, gastos administrativos y costos de inversión y financiamiento)
para varias centrales del país, se explica la metodología empleada para el
cálculo de los costos de producción y las consideraciones tomadas, se procede
al cálculo mismo de los costos producción, al análisis de los resultados,
conclusiones y recomendaciones.
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17
Buñay, F.; Pérez, F.
ABSTRACT
This paper develops an analysis and comparison of costs of electrical energy
production for different technologies used in our country, in order to have a local
reference of these costs for investments in future projects.
The first chapter briefly describes the global and local trends of primary energy
sources used for electricity production, evolution and projection of electricity
demand, both globally and nationally, as well as explains the present situation
of Ecuadorian Electrical Matrix and its outlook for future years.
The second chapter, detailing the main types of technologies used for electricity
production, and in a basic way explains their mechanics of operation.
The third chapter, is a description of the costs that are incurred for the electricity
production, an analysis of the fuels cost that are used for electrical generation in
our country, and an explanation of the adopted method for the costs of
production calculation (Levelized Cost of Energy)
In the last chapter, indicates numerical information of the costs of electrical
energy production (cost of production, operation and maintenance,
administrative expenses and costs of investment and financing) for several
power plants of the country, explains the methodology used for the production
costs calculation and the considerations taken, calculation of production costs,
analysis of the results, conclusions and recommendations.
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Buñay, F.; Pérez, F.
PALABRAS CLAVE:
Producción de energía eléctrica
Demanda de energía eléctrica
Matriz Eléctrica del Ecuador
Tecnologías empleadas para la producción de electricidad
Costo nivelado de la energía
Descripción de costos de producción
Costos de producción de energía eléctrica.
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Buñay, F.; Pérez, F.
GLOSARIO DE TÉRMINOS Y UNIDADES
A
Adm: Administración
B
BD: Residuo - Diesel
BV: Residuo – Vapor
C
CELEC EP: Corporación Eléctrica del Ecuador –
Empresa Pública
CENACE: Centro Nacional de Control de
Energía
CF: Costos fijos
CO2: Dióxido de carbono
CONELEC: Consejo Nacional de Electricidad
CV: Costos variables
D
D: Diesel
DG: Diesel – Gas
E
EG: ELECTROGUAYAS
EIA: U.S. Energy Information Administration.
Organización que recopila, analiza y difunde
información, independiente e imparcial, sobre
energía, para promover formulación de políticas,
mercados eficientes, y la compresión de la
energía y su interacción con la economía y el
medio ambiente.
G
gal: Galones
GLP: Gas licuado de petróleo
GWh: Gigavatios – hora. Unidad de Energía
H
HA: HIDROAGOYAN
Hm3: Hectómetros cúbicos
HN: HIDRONACION
HP: HIDROPAUTE
I
IEA: International Energy Agency. Organización
autónoma que trabaja para asegurar la
producción de energía económica, confiable y
limpia para sus 28 países miembros y el resto
del mundo.
K
km: Kilómetros
kW: Kilovatios. Unidad de Potencia
kWh: Kilovatios-hora. Unidad de Energía
L
LCE: Levelized Cost Energy
LCOE: Levelized Cost of Electricity
M
m: Metros
m3: Metros cúbicos
Man: Mantenimiento
MCI: Motor de combustión interna
mil: Miles
mill: Millones
msnm: Metros sobre el nivel del mar
Mtoe: Millones de toneladas equivalentes de
petróleo, (1 Mtoe = 11,6222 TWh)
MVA: Megavoltio-amperio. Unidad de Potencia
MW: Megavatio. Unidad de Potencia
MWh: Megavatios-hora. Unidad de Energía
P
pies3: Pies cúbicos
Precio FOP: Precio de venta de un determinado
producto que incluye el valor de mercancía y los
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Buñay, F.; Pérez, F.
gastos de transporte y maniobra hasta el puerto
de embarque.
R
rpm: Revoluciones por minuto
S
SNI: Sistema Nacional Interconectado
T
TE: TERMOESMERALDAS
TP: TERMOPICHINCHA
TWh: Teravatios-hora. Unidad de Energía
TG: Turbina a gas
TV: Turbina a vapor
U
U.S.: UNITED STATES
USD: Dólares americanos
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Buñay, F.; Pérez, F.
CAPITULO I
GENERALIDADES
1.1. Tendencia Mundial y Local de Energía Primaria para la Producción
de Electricidad
1.1.1. Introducción
La electricidad constituye un elemento fundamental en el desarrollo de la
sociedad y en la mejora de su confort. El sector eléctrico basa su producción de
energía en la transformación, en primer lugar, de una energía primaria en
energía mecánica en el eje de una turbina, y luego, ésta se transforma en
energía eléctrica en un generador eléctrico.
La energía primaria se refiere a las fuentes básicas de energía que resultan del
aprovechamiento o explotación de recursos naturales, como la energía
potencial del agua almacenada en una presa, o la energía térmica que
encontramos en los combustibles derivados del petróleo, el gas natural,
biomasa, biocombustible, el carbón, la energía liberada por la fusión y fisión
nuclear, la energía cinética del viento, la radiación solar, la energía geotérmica
del subsuelo del planeta, etc, que en sí, no tendrían valor para las personas,
sino más bien los servicios que gracias a ella se prestan con su consecuente
transformación en otro tipo de energía, como son: calefacción, transporte,
refrigeración, electricidad, telecomunicaciones, entre otras.
Debido al agotamiento de algunos recursos naturales, principalmente del
petróleo, a la evidente contaminación generada al medio ambiente por la
quema de carbón y derivados del petróleo y la gran acumulación de residuos
radioactivos para la producción de electricidad, se pretende la diversificación de
UNIVERSIDAD DE CUENCA
22
Buñay, F.; Pérez, F.
las fuentes de energía primaria para la generación de electricidad, en base a
producir una energía limpia y eficiente que permita evitar y mitigar daños
irreversibles al sistema climático global, además de disminuir de manera
considerable la dependencia de estos combustibles, y garantizar la
sostenibilidad del suministro energético a los consumidores del mundo.
1.1.2. Tendencia Mundial de Energía Primaria para la Producción de
Electricidad
En los últimos 40 años, la energía primaria de mayor importancia para la
producción de electricidad ha sido la proveniente de combustibles fósiles
(petróleo, gas natural y carbón), que son considerados los más contaminantes
para el ambiente, sin dejar de lado la catastrófica contaminación que podría
causar un mal manejo de los desechos radiactivos provenientes de la
generación nuclear.
En 1973, estos combustibles fósiles bridaron el 75% de la energía primaria
necesaria para la generación eléctrica, y aunque su producción en términos
porcentuales ha ido decreciendo en el tiempo, hasta llegar a un 67% en 2009,
continúa siendo el principal suministro de energía primaria para la electricidad
en el mundo1. La energía primaria restante para el suministro eléctrico
proviene, principalmente, de fuentes de energía nuclear, hidráulica, biomasa,
eólica, solar, geotérmica y la resultante de la cogeneración en industrias.
La evolución de la producción de energía eléctrica por tipo de fuente de energía
primaria se indica en el Gráfico 1.1. La generación de energía eléctrica se ha
incrementado en más de tres veces, de una producción de 6115 TWh, en 1973,
a una generación de 20055 TWh, en 2009.
1 Datos obtenidos de “Key World Energy STATISTICS 2011”; International Energy Agency (IEA); París, 2011.
Disponible en Web: <http://www.iea.org/textbase/nppdf/free/2011/key_world_energy_stats.pdf> [Consulta: 16 de Agosto de 2012]
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Buñay, F.; Pérez, F.
*Excluye centrales por bombeo **Otros incluye: energía geotérmica, solar, viento, biocombustible y biomasa, y cogeneración ***Térmica fósil incluye: petróleo, carbón y gas natural
Gráfico 1.1. EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR TIPO DE FUENTE PERIODO 1971-2009
Fuente: “Key World Energy STATISTICS 2011”; International Energy Agency (IEA); París, 2011. Disponible en Web: <http://www.iea.org/textbase/nppdf/free/2011/key_world_energy_stats.pdf> [Consulta: 16 de Agosto de 2012]
La generación de electricidad en base a petróleo pasó de 1510.405 TWh, en
1973, representando el 24.7% del total de la energía primaria, a 1022.805 TWh,
en 2009, que representó tan sólo el 5.1%. La disminución porcentual en la
utilización de esta fuente primaria se debe a la reducción de sus reservas a
nivel mundial y al incremento de su demanda, esencialmente para el
transporte, y como consecuencia, la elevación del precio del mismo,
reemplazando esta brecha, principalmente por carbón, gas natural y energía
nuclear. En el Gráfico 1.2 y Gráfico 1.3, se muestra la energía eléctrica
generada por tipo de fuente primaria para los años 1973 y 2009,
respectivamente.
La producción con gas natural se incrementó de 739.915 TWh en 1973, a
4291.77 TWh en 2009, por lo que su participación en la Matriz Eléctrica2, en los
años antes mencionados, creció de 12.1% a 21.4%. El consumo de carbón
aumentó, pasando de una producción en 1973 de 2342.045 TWh, a 8142.33
TWh en 2009, representando un incremento en la Matriz Eléctrica del 38.3% al
40.6%.
2 Matriz Eléctrica: se refiere a las fuentes de energía primaria empleadas en la producción de energía eléctrica
UNIVERSIDAD DE CUENCA
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Buñay, F.; Pérez, F.
*Excluye centrales por bombeo **Otros incluye: energía geotérmica, solar, viento, biocombustible y biomasa, y cogeneración
Gráfico 1.2. PRODUCCIÓN MUNDIAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR TIPO DE FUENTE AÑO 1973
Fuente: AUTOR. Diseño en base a: “Key World Energy STATISTICS 2011”; International Energy Agency (IEA); París, 2011. Disponible en Web: <http://www.iea.org/textbase/nppdf/free/2011/key_world_energy_stats.pdf> [Consulta: 16 de Agosto de 2012]
*Excluye centrales por bombeo **Otros incluye: energía geotérmica, solar, viento, biocombustible y biomasa, y cogeneración
Gráfico 1.3. PRODUCCIÓN MUNDIAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR TIPO DE FUENTE AÑO 2009
Fuente: AUTOR. Diseño en base a: “Key World Energy STATISTICS 2011”; International Energy Agency (IEA); París, 2011. Disponible en Web: <http://www.iea.org/textbase/nppdf/free/2011/key_world_energy_stats.pdf> [Consulta: 16 de Agosto de 2012]
La energía nuclear ha incrementado su participación en la Matriz Eléctrica, de
una generación de energía de 201.795 TWh en 1973 (3.3% del total de la
energía primaria) a 2687.37 TWh en 2009 (13.4% de la energía primaria total),
pero como se observa en el Gráfico 1.1, su crecimiento ha sido mínimo en los
últimos 15 años.
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Buñay, F.; Pérez, F.
La energía hidroeléctrica ha aumentado su producción de 1284.15 TWh (1973)
a 3248.91 TWh (2009), aunque su representación en la Matriz Eléctrica haya
caída del 21% al 16.2%.
Finalmente, las fuentes de energía renovable presentan un incremento
continuo, leve y moderado, en la producción de electricidad, debido
principalmente a la instalación de grandes parques eólicos, al aprovechamiento
de la biomasa, y en menor proporción a la generación térmica solar, geotérmica
y fotovoltaica, incrementado su producción de 36.69 TWh en 1973 (0.6% de la
energía primaria total), a 661.815 TWh en 2009 (3.3% de la Matriz Eléctrica).
A continuación, en la Tabla 1.1 y en el Gráfico 1.4, se muestra una
comparación entre la producción de electricidad por tipo de fuente de energía
primaria para los años 1973 y 2009:
Tabla 1.1. COMPARACIÓN DE PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD POR TIPO DE FUENTE AÑOS 1973 Y 2009
COMPARACIÓN DE PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD POR TIPO DE FUENTE AÑOS 1973 Y 2009
FUENTE ENERGÍA [TWh] REPRESENTACIÓN PORCENTUAL
PRIMARIA 1973 2009 1973 2009
Nuclear 201,795 2687,37 3,3% 13,4% ↑
Petróleo 1510,405 1022,805 24,7% 5,1% ↓
Carbón 2342,045 8142,33 38,3% 40,6% ↑
Gas Natural 739,915 4291,77 12,1% 21,4% ↑
Hidro 1284,15 3248,91 21% 16,2% ↑
Otros 36,69 661,815 0,6% 3,3% ↑
TOTAL 6115 20055 100% 100%
Fuente: AUTOR
Debido a que numerosas regiones dependen de la utilización del carbón para la
generación de energía eléctrica, éste seguirá siendo una fuente sustancial de
energía primaria en las próximas décadas, por lo que es necesario mejorar la
eficiencia de las nuevas centrales así como de las existentes.
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Buñay, F.; Pérez, F.
*Excluye centrales por bombeo **Otros incluye: energía geotérmica, solar, viento, biocombustible y biomasa, y cogeneración
Gráfico 1.4. COMPARACIÓN DE PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD POR TIPO DE FUENTE, AÑOS 1973 Y 2009
Fuente: AUTOR
El gas natural y el petróleo seguirán siendo importantes para la matriz eléctrica
mundial durante décadas. A medida que los objetivos de emisiones se hagan
más estrictos, el consumo de gas natural aumentará, desplazando tanto al
carbón, como a nuevas instalaciones de energía nuclear (en algunas áreas).
La incorporación de incentivos económicos para la instalación de energía limpia
ayudará a crear mercados, atraer inversionistas y a provocar el despunte de
estas tecnologías. El éxito demostrado por algunas tecnologías de energía
renovable, como la energía solar FV (fotovoltaica) y la energía eólica, que han
registrado un crecimiento anual medio del 42% y 27% en la última década,
respectivamente, son claras evidencias de que la energía renovable continuará
con un crecimiento sostenido en los próximos años3.
3 “Energy Technology Perspectives 2012 -Pathways to a Clean Energy System-”; Resumen Ejecutivo (Spanish
Version); International Energy Agency (IEA); París, 2012; pp. 4-5. Disponible en Web:
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Buñay, F.; Pérez, F.
Aunque en 2011 se tenía previsto el inició de la construcción de 67 nuevos
reactores nucleares, luego del terremoto y tsunami ocurrido en Marzo del
mismo año en Japón, con el consecuente daño producido a la planta nuclear
de Fukushima-Daiichi, sólo cuatro plantas se encuentran en construcción.
Como consecuencia de esta catástrofe natural se ha arrojado una
incertidumbre sobre el futuro de la energía nuclear, debido a que algunos
países como Alemania, Bélgica, Suiza y Japón, han adoptado políticas para
reducir e incluso eliminar su capacidad nuclear en los próximos años; otros
países, como Indonesia, Tailandia, Malasia y Filipinas, han retrasado la
construcción de sus primeros reactores nucleares. Sin embargo, la mayoría de
países con generación nuclear no han cambiado sus planes de expansión, pero
debido a los requisitos adicionales de seguridad, evidenciados por el terremoto
de Japón, y la posible oposición de la población a la construcción de nuevos
reactores, se limitará considerablemente el crecimiento de la energía nuclear
en los años venideros4.
La construcción de grandes centrales hidroeléctricas, que producen el
desplazamiento de poblaciones por la gran superficie que ocupa el embalse, el
impacto ambiental que causa el desvío del cause del río y los grandes gastos
en los que se deben incurrir para mitigar estos inconvenientes, hace que cada
vez se recurra menos a esta opción. Las pequeñas centrales hidroeléctricas,
que producen menos daños ambientales y que tienen una mayor aceptación
social, además, de ser una energía limpia, serán las que ayuden a incrementar
la producción hidro en los siguientes años.
<http://www.iea.org/publications/freepublications/publication/ETP_Executive_Sum_Spanish_WEB.pdf> [Consulta: 16 de Agosto de 2012] 4 “Tracking Clean Energy Progress”; International Energy Agency (IEA); París, 2012; pp. 21-25. Disponible en Web:
<http://www.iea.org/papers/2012/Tracking_Clean_Energy_Progress.pdf> [Consulta: 16 de Agosto de 2012]
UNIVERSIDAD DE CUENCA
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Buñay, F.; Pérez, F.
1.1.3. Tendencia Local de Energía Primaria para la Producción de
Electricidad
En el Ecuador, la producción de electricidad se basa en dos fuentes principales
de energía primaria, el petróleo, con sus derivados, fuel-oil, residuo, diesel,
nafta, crudo y GLP (gas licuado de petróleo), y la hidroelectricidad. La energía
restante es suministrada por gas natural, importaciones de electricidad,
biomasa (bagazo de caña de azúcar utilizado en las centrales de las empresas
azucareras), y un aporte ínfimo de energía eólica y solar. En el Gráfico 1.5
podemos observar la evolución de la utilización de las fuentes primarias antes
mencionadas para la generación eléctrica en el periodo 199-2011. En la Tabla
1.2 y
Tabla 1.3 se describe la energía producida por cada tipo de fuente, así como su
representación en la matriz eléctrica.
*Térmica Turbo-Vapor se refiere a la energía obtenida de la Biomasa (Bagazo de Caña utilizado por las centrales de
las empresas azucareras) **Año móvil, a Noviembre de 2011
Gráfico 1.5. EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN NACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR TIPO DE FUENTE PERIODO 1999-2011
Fuente: AUTOR. Diseño en base a: “Estadísticas del Sector Eléctrico”, Producción de Energía; CONELEC; 2012. Disponible en Web: <http://www.conelec.gob.ec/indicadores/paginas/is_ofer_energia.html?id=2&des=Produccion%20de%20Energia%20Electrica%20a%20f
ebrero%202012%20(A%EF%BF%BDo%20movil):> [Consulta: 16 de Agosto de 2012]
Durante el periodo 1999-2003, la generación térmica, basada principalmente en
derivados de petróleo y una pequeña cantidad en gas natural, ha representado
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Buñay, F.; Pérez, F.
para el país, en promedio, el 33.10% de la producción eléctrica total. La
hidroelectricidad representó el 64.95%; y la energía restante se suministró con
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30
Buñay, F.; Pérez, F.
Tabla 1.2. COMPARACIÓN DE PRODUCCIÓN NACIONAL DE ELECTRICIDAD POR TIPO DE FUENTE PERIODO 1999-2011
Producción anual de energía eléctrica a nivel nacional por tipo de fuente energética (GWh)
Año Hidráulica
No Renovable Renovable
Importación TOTAL Variación
(%) Térmica
Solar Eólica Térmica Turbo-
vapor* TOTAL
MCI Turbo-gas Turbo-vapor TOTAL
1999 7176,73 290,28 539,84 2301,28 3131,40 - - - - 23,76 10331,89 -
2000 7611,23 325,64 524,65 2150,92 3001,21 - - - - - 10612,44 2,72%
2001 7070,65 526,90 1053,40 2398,84 3979,14 - - - - 22,23 11072,02 4,33%
2002 7524,26 507,00 1317,25 2539,05 4363,30 - - - - 56,30 11943,86 7,87%
2003 7180,42 550,44 1342,55 2472,73 4365,72 - - - - 1119,61 12665,75 6,04%
2004 7411,70 1158,73 1742,32 2268,85 5169,90 - - 3,24 3,24 1641,61 14226,45 12,32%
2005 6882,64 1198,40 2464,79 2755,33 6418,52 0,01 - 102,86 102,87 1723,45 15127,48 6,33%
2006 7129,49 1909,95 3117,61 2813,23 7840,79 0,01 - 145,56 145,57 1570,47 16686,32 10,30%
2007 9037,66 3110,44 2418,93 2549,90 8079,27 0,02 0,96 218,75 219,73 860,87 18197,53 9,06%
2008 11293,33 2992,05 1824,31 2287,80 7104,16 0,03 2,68 208,32 211,03 500,16 19108,68 5,01%
2009 9225,41 3157,28 2800,62 2861,57 8819,47 0,01 3,20 216,52 219,73 1120,75 19385,36 1,45%
2010 8636,40 4199,42 3704,22 2730,81 10634,45 - 3,43 235,56 238,99 872,90 20382,74 5,15%
2011** 10801,24 4224,66 2322,84 2590,81 9138,31 0,05 3,46 263,85 267,36 1354,60 21561,51 5,78%
*Térmica Turbo- Vapor se refiere a la energía obtenida de la Biomasa (Bagazo de Caña utilizado por las centrales de las empresas azucareras) **Año móvil, a Noviembre de 2011
Fuente: “Estadísticas del Sector Eléctrico”, Producción de Energía; CONELEC; 2012. Disponible en Web: <http://www.conelec.gob.ec/indicadores/paginas/is_ofer_energia.html?id=2&des=Produccion%20de%20Energia%20Electrica%20a%20febrero%202012%20(A%EF%BF%BDo%20movil):> [Consulta: 16 de Agosto de 2012]
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Buñay, F.; Pérez, F.
Tabla 1.3. COMPARACIÓN PORCENTUAL DE PRODUCCIÓN NACIONAL DE ELECTRICIDAD POR TIPO DE FUENTE PERIODO 1999-2011
Producción anual de energía eléctrica a nivel nacional por tipo de fuente energética (GWh)
Año Hidráulica
No Renovable Renovable
Importación TOTAL Térmica
Solar Eólica Térmica
Turbo-vapor* TOTAL
MCI Turbo-gas Turbo-vapor TOTAL
1999 69,4619% 2,8096% 5,2250% 22,2736% 30,3081% - - - - 0,2300% 100%
2000 71,7199% 3,0685% 4,9437% 20,2679% 28,2801% - - - - - 100%
2001 63,8605% 4,7588% 9,5141% 21,6658% 35,9387% - - - - 0,2008% 100%
2002 62,9969% 4,2449% 11,0287% 21,2582% 36,5317% - - - - 0,4714% 100%
2003 56,6916% 4,3459% 10,5998% 19,5230% 34,4687% - - - - 8,8397% 100%
Promedio 64,9462%
33,1055%
- 1,9484%
2004 52,0980% 8,1449% 12,2470% 15,9481% 36,3401% - - 0,0228% 0,0228% 11,5391% 100%
2005 45,4976% 7,9220% 16,2935% 18,2141% 42,4295% 0,0001% - 0,6800% 0,6800% 11,3928% 100%
2006 42,7266% 11,4462% 18,6836% 16,8595% 46,9893% 0,0001% - 0,8723% 0,8724% 9,4117% 100%
2007 49,6642% 17,0926% 13,2926% 14,0123% 44,3976% 0,0001% 0,0053% 1,2021% 1,2075% 4,7307% 100%
2008 59,1005% 15,6581% 9,5470% 11,9726% 37,1777% 0,0002% 0,0140% 1,0902% 1,1044% 2,6174% 100%
2009 47,5896% 16,2869% 14,4471% 14,7615% 45,4955% 0,0001% 0,0165% 1,1169% 1,1335% 5,7814% 100%
2010 42,3711% 20,6028% 18,1733% 13,3977% 52,1738% - 0,0168% 1,1557% 1,1725% 4,2825% 100%
2011** 50,0950% 19,5935% 10,7731% 12,0159% 42,3825% 0,0002% 0,0160% 1,2237% 1,2400% 6,2825% 100%
Promedio 48,6428%
43,4233%
0,9291% 7,0048%
*Térmica Turbo-Vapor se refiere a la energía obtenida de la Biomasa (Bagazo de Caña utilizado por las centrales de las empresas azucareras) **Año móvil, a Noviembre de 2011
Fuente: AUTOR. Diseño en base a: “Estadísticas del Sector Eléctrico”, Producción de Energía; CONELEC; 2012. Disponible en Web: <http://www.conelec.gob.ec/indicadores/paginas/is_ofer_energia.html?id=2&des=Produccion%20de%20Energia%20Electrica%20a%20febrero%202012%20(A%EF%BF%BDo%20movil):> [Consulta: 16 de Agosto de 2012]
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Buñay, F.; Pérez, F.
las importaciones, especialmente de Colombia, con una participación del
1.95%.
La energía renovable en el país, biomasa, solar y eólica, tienes sus primeros
registros en el año 2004, de las cuales, la biomasa, ha sido la de principal
aportación. Desde ese año hasta 2011, ha representado en promedio, el 0.93%
de la producción eléctrica total, un aporte poco significativo dentro de la Matriz
Eléctrica. La termoelectricidad, incrementó su participación en la matriz
eléctrica para este periodo, representado en promedio, el 43.42%. En el Gráfico
1.6 se ilustra el consumo de combustible para la generación térmica durante el
periodo 1999-2010.
La generación hidráulica, suministró el 48.64% del total de energía,
disminuyendo su presencia en la matriz eléctrica, aunque se presentan grandes
variaciones año a año debido a que los niveles de precipitaciones durante los
periodos de estiaje5 no se han mantenido relativamente constantes en la última
década. Las importaciones de energía aumentaron en este periodo, llegando a
representar el 7.01% de la producción eléctrica total.
5 Periodo de Estiaje: Periodo comprendido entre los meses de Octubre a Marzo del año siguiente, donde existe una
escasez de lluvias en las cuencas de los ríos de la vertiente amazónica del país.
UNIVERSIDAD DE CUENCA
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Buñay, F.; Pérez, F.
*No se dispone del consumo total de combustible para el año 2011; se conoce sólo el consumo de las centrales conectadas al SIN (Sistema Nacional Interconectado) por lo que no es posible su comparación con los otros años
Gráfico 1.6. CONSUMO DE COMBUSTIBLE PARA GENERACIÓN TERMOELÉCTRICA EN EL ECUADOR PERIODO 1999-2011
Fuente: AUTOR. Diseño en base a: "Estadística del Sector Eléctrico Ecuatoriano-FOLLETO MULTIANUAL"; CONELEC; Agosto, 2011. Disponible en Web: <http://www.conelec.gob.ec/documentos.php?cd=3050&l=1> [Consulta: 16 de Agosto de 2012]
En el Gráfico 1.7 se muestra como ha ido variando la participación de las
distintas fuentes primarias de energía en la Matriz Eléctrica del Ecuador.
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Buñay, F.; Pérez, F.
*Térmica Turbo-Vapor se refiere a la energía obtenida de la Biomasa (Bagazo de Caña utilizado por las centrales de
las empresas azucareras) **Año móvil, a Noviembre de 2011
Gráfico 1.7. COMPARACIÓN PORCENTUAL DE PRODUCCIÓN NACIONAL DE ELECTRICIDAD POR TIPO DE FUENTE PERIODO 1999-2011
Fuente: AUTOR
Esta panorámica se prevé que cambie en los próximos cinco años con la
puesta en operación de proyectos emblemáticos de generación hidráulica
(Tabla 1.4), y el cambio e instalación de unidades térmicas que consumen
derivados de petróleo, por unidades de generación eléctrica a gas natural,
disminuyendo así el consumo de fuel-oil y diesel, esencialmente6, para
conseguir así una producción de energía eléctrica a 2016, como se indica a
continuación (Gráfico 1.8):
6 “Plan Maestro de Electrificación 2012-2021”; CONELEC; Agosto, 2011; Disponible en Web:
<http://www.conelec.gob.ec/documentos.php?cd=4214&l=1> [Consulta: 16 de Agosto de 2012]
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Buñay, F.; Pérez, F.
Tabla 1.4. PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS EMBLEMÁTICOS
Proyecto Tipo Provincia Potencia
Instalada [MW] Energía media
[GWh/año]
Coca Codo Sinclair Hidroeléctrico Napo - Sucumbíos 1500 8743
Sopladora Hidroeléctrico Azuay - Morona Santiago
487 2770
Minas - San Francisco
Hidroeléctrico Azuay 276 1321,4
Toachi - Pilatón Hidroeléctrico Pichincha - Tsáchila - Cotopaxi
253 1100
Delsitanisagua Hidroeléctrico Zamora Chinchipe 116 904
Manduriacu Hidroeléctrico Pichincha 62 356
Quijos Hidroeléctrico Napo 50 355
Mazar - Dudas Hidroeléctrico Cañar 21 125,3
TOTAL 2765 15674,7
Fuente: AUTOR. Diseño en base a: “Plan Maestro de Electrificación 2012-2021”; CONELEC; Agosto, 2011; pp. 178-180. Disponible en Web: <http://www.conelec.gob.ec/documentos.php?cd=4214&l=1> [Consulta: 16 de Agosto de 2012]
Hidráulica: 93.5%
Térmica: 4.86%
Renovable: 1.61%
Gráfico 1.8. PRODUCCIÓN NACIONAL DE ELECTRICIDAD PROYECTADA PARA EL AÑO 2016
Fuente: CELEC EP
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Buñay, F.; Pérez, F.
1.2. Demanda de Energía Eléctrica y su Proyección
1.2.1. Evolución de la demanda de Energía Eléctrica
La demanda de energía eléctrica de una sociedad, región o país, está
determinada por fuerzas motoras como: su estructura económica, demográfica,
geográfica, su infraestructura tecnológica, disposición de recursos naturales,
estilo de vida y patrones de consumo, factores políticos, leyes y regulaciones7.
Ésta crece con relativa rapidez debido a su versatilidad para aplicaciones en
procesos industriales, comerciales, transporte, telecomunicaciones, seguridad,
y a su indispensable requerimiento para satisfacer las altas exigencias de
comodidad de las personas en sus hogares, puesto que, mientras mayor sea el
desarrollo económico e ingresos, mayor será el consumo de bienes y de
energía.
La demanda de electricidad, por lo tanto, crece en función de dos factores
principales, que engloba a los antes mencionados:
incremento de la población, e
incremento del consumo de energía per cápita8
aunque el predominio del uno u otro esté muy marcado entre países en
desarrollo y las naciones desarrolladas o altamente industrializadas.
El aumento casi exponencial del consumo de energía eléctrica en países
industrializados, en contraste con el crecimiento lineal, relativamente modesto,
de su población; y por el contrario, el incremento exponencial de población que
se ha producido en los países en desarrollo, a diferencia del aumento lineal en
el uso de la electricidad, nos indica que el crecimiento de la demanda de
energía eléctrica en países desarrollados se debe, principalmente, a un
incremento del consumo de energía per cápita, mientras que el incremento de
7 Rogner, H; Popescu, A; “An Introduction to Energy”; World Energy Assessment: Energy and the challenge of
Sustainability, Naciones Unidas: Programa de Desarrollo; Washington D.C.; Septiembre, 2000; Capítulo I, pp. 32-33. Disponible en Web: <http://www.undp.org/content/dam/aplaws/publication/en/publications/environment-energy/www-ee-library/sustainable-energy/world-energy-assessment-energy-and-the-challenge-of-sustainability/World%20Energy%20Assessment-2000.pdf> [Consulta: 16 de Agosto de 2012] 8 Consumo de energía per cápita: se refiere al consumo de energía eléctrica por habitante, ya sea de un país o
región, que se calcula dividiendo el consumo de electricidad del país entre la cantidad de sus habitantes.
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Buñay, F.; Pérez, F.
la población ha sido la causa esencial para este aumento en los países en vías
de desarrollo.9
Consumo en el Mundo:
Durante el periodo 1973-2009, la demanda de energía eléctrica en el mundo ha
crecido, en promedio, 3.357% anual10, pasando de un consumo de 5102 TWh
(439 Mtoe11) en 1973 a 16748 TWh (1441 Mtoe) en 2009, es decir, que en un
poco más de 35 años esta demanda se ha incrementado en un 328%,
aproximadamente. Detalles de este consumo se puede observar en el Gráfico
1.9.
*Otros incluye: el sector agrícola, comercial, residencial, servicios públicos, y otros no especificados
Gráfico 1.9. CONSUMO MUNDIAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR SECTOR PERIODO 1971-2009
Fuente: “Key World Energy STATISTICS 2011”; International Energy Agency (IEA); París, 2011. Disponible en Web: <http://www.iea.org/textbase/nppdf/free/2011/key_world_energy_stats.pdf> [Consulta: 16 de Agosto de 2012]
A raíz de la recesión económica en varios países de la Unión Europea y
Estados Unidos, la demanda de electricidad en el mundo decreció un 0,7% en
2009, la primera caída desde que se tienen registros en la IEA (International
Energy Agency) a principios de 1970, pero se recuperó con fuerza en 2010,
creciendo un 6%12. Esta disminución de la demanda es más notoria al
9 "Energy transitions"; Grubler, Arnulf; Encyclopedia of Earth; Washington, D.C., 2008: Environmental Information
Coalition, National Council for Science and the Environment. Disponible en Web: <http://www.eoearth.org/article/Energy_transitions> 10
Porcentaje obtenido de la curva de crecimiento de consumo de Energía Eléctrica, Gráfico 1.9. 11
Mtoe: Millones de toneladas equivalentes de petróleo, unidad de energía. 1 Mtoe = 11.6222 TWh. 12
“World Energy Outlook 2011”; International Energy Agency (IEA); París, Septiembre, 2011; pp. 176.
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Buñay, F.; Pérez, F.
comparar el consumo de energía per cápita en el mundo (Gráfico 1.10), en el
cual, para el año 2009 se registró una disminución del 1.79% respecto al 2008,
pero a pesar de ello, el promedio de crecimiento anual del consumo de energía
per cápita para el periodo 2002-2009 es de 2.11%13.
Gráfico 1.10. CONSUMO MUNDIAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA PER CÁPITA
Fuente: AUTOR. Diseño en base a: “Consumo de Energía Eléctrica (kWh per cápita)”; Banco Mundial. Disponible en Web: <http://datos.bancomundial.org/indicador/EG.USE.ELEC.KH.PC/countries/1W?display=graph> [Consulta: 16 de Agosto de 2012]
Consumo en el Ecuador:
En el país, el consumo de energía eléctrica per cápita está muy por debajo de
este índice a nivel mundial, pero su tasa de crecimiento promedio en los
últimos años ha sido superior, 4.04%, para el periodo 1999-2011, a pesar de
que en el año 2000 se registró una caída del 4.83% respecto a 1999 (Tabla
1.5).
La demanda de electricidad para el mismo periodo (1999 - 2011) ha presentado
un aumento anual promedio de 5.85%, pasando de un consumo de 7730.69
GWh en 1999 a 15249.20 GWh en 2011 (Tabla 1.6), es decir, que,
prácticamente, la demanda energía eléctrica se ha duplicado.
13 Porcentaje obtenido de la curva de Consumo Mundial de Energía Eléctrica per Cápita, Gráfico 1.10.
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Buñay, F.; Pérez, F.
Tabla 1.5. CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA PER CÁPITA A NIVEL NACIONAL PERIODO 1999-2011
Consumo de energía eléctrica per cápita
Año Consumo
Eléctrico (GWh) Población del País (Miles)*
Consumo Per Cápita (kWh/hab)
Variación (%)
1999 7731 12121 637,818662
2000 7885 12990 607,005389 -4,83%
2001 8158 12480 653,685897 7,69%
2002 8596 12661 678,935313 3,86%
2003 9107 12843 709,102235 4,44%
2004 9690 13027 743,839718 4,90%
2005 10305 13215 779,795687 4,83%
2006 11039 13408 823,314439 5,58%
2007 11863 13605 871,958839 5,91%
2008 12580 13805 911,264035 4,51%
2009 13213 14010 943,112063 3,49%
2010 14077 14307 983,923953 4,33%
2011** 14923 14614 1021,14411 3,78%
* INEC ** Actualizado a Agosto 2011 PROMEDIO 4,04%
Fuente: “Estadísticas del Sector Eléctrico”, Consumo de Energía Per Cápita; CONELEC; 2012. Disponible en Web:<http://www.conelec.gob.ec/indicadores/paginas/is_consumo.html?id=9&des=Consumo%20de%20Energia%20Electrica%20per%20Capita%202011:> [Consulta: 16 de Agosto de 2012]
Los sectores que han presentan mayor crecimiento en la demanda de energía
son el comercial e industrial, con un incremento anual promedio del 7.54% y
7.42%, respectivamente, para el periodo antes mencionado. Le sigue el sector
residencial con 5.12%, y el servicio de alumbrado público con 3.39%; los
demás sectores no mencionados (transporte, agricultura, etc) en conjunto han
tenido una tasa de crecimiento del 4.54%.
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Buñay, F.; Pérez, F.
Tabla 1.6. DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA A NIVEL NACIONAL PERIODO 1999-2012
Demanda anual de energía eléctrica a nivel nacional por grupo de consumo (GWh)
Año
Residencial Comercial Industrial A. Público Otros Total
Consumo Variación
(%) Consumo
Variación (%)
Consumo Variación
(%) Consumo
Variación (%)
Consumo Variación
(%) Consumo
Variación (%)
1999 2.960,30 1.263,99 2.072,56 593,21 840,63 7.730,69
2000 2.803,32 -5,30% 1.362,01 7,75% 2.218,43 7,04% 620,24 4,56% 900,29 7,10% 7.904,43 2,25%
2001 2.915,74 4,01% 1.432,41 5,17% 2.139,39 -3,56% 634,09 2,23% 888,61 -1,30% 8.010,32 1,34%
2002 3.098,30 6,26% 1.496,52 4,48% 2.460,19 14,99% 663,68 4,67% 893,74 0,58% 8.612,73 7,52%
2003 3.269,65 5,53% 1.805,04 20,62% 2.589,59 5,26% 675,04 1,71% 812,00 -9,15% 9.151,65 6,26%
2004 3.515,64 7,52% 2.051,34 13,65% 2.792,61 7,84% 696,54 3,18% 938,17 15,54% 9.994,62 9,21%
2005 3.702,24 5,31% 2.377,57 15,90% 3.052,41 9,30% 715,82 2,77% 962,70 2,61% 10.811,07 8,17%
2006 3.896,09 5,24% 2.598,15 9,28% 3.332,52 9,18% 741,24 3,55% 1.068,81 11,02% 11.637,08 7,64%
2007 4.095,19 5,11% 2.633,77 1,37% 3.332,07 -0,01% 765,46 3,27% 1.216,52 13,82% 12.043,11 3,49%
2008 4.384,86 7,07% 2.519,61 -4,33% 3.418,36 2,59% 806,40 5,35% 1.524,20 25,29% 12.653,54 5,07%
2009 4.672,28 6,55% 2.532,71 0,52% 4.147,86 21,34% 819,57 1,63% 1.045,50 -31,41% 13.218,22 4,46%
2010 5.114,18 9,46% 2.672,33 5,51% 4.416,76 6,48% 812,03 -0,92% 1.061,30 1,51% 14.076,81 6,50%
2011 5.350,99 4,63% 2.955,82 10,61% 4.797,85 8,63% 882,99 8,74% 1.261,22 18,84% 15.249,20 8,33%
2012* 5.378,89 0,52% 3.003,54 1,61% 4.847,68 1,04% 891,34 0,95% 1.280,88 1,56% 15.402,37 1,00%
PROMEDIO** 5,12%
7,54%
7,42%
3,39%
4,54%
5,85%
*Año Móvil de marzo-2011 a febrero-2012 ** El promedio no incluye el año 2012
Fuente: “Estadísticas del Sector Eléctrico”, Demanda de Energía; CONELEC; 2012. Disponible en Web: <http://www.conelec.gob.ec/indicadores/paginas/is_demanda_energia.html?id=4&des=Demanda%20de%20Energia%20Electrica%20%20a%20febrero%202012%20(A%EF%BF%BDo%20movil):> [Consulta: 16 de Agosto de 2012]
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Buñay, F.; Pérez, F.
1.2.2. Proyección de la demanda eléctrica14
El incremento actual de la demanda de energía eléctrica en el mundo
constituye un reto formidable para la innovación de los sistemas de eléctricos.
Sostener este crecimiento es inconcebible, más aún si se consideran los
crecientes impactos ambientales en los que deben incurrirse para satisfacer
este consumo, y las repercusiones que tiene en el cambio climático, la
naturaleza y parte de la comunidad. La sostenibilidad de esta tasa de
crecimiento de la demanda implica la instalación de 1000 MW de generación
eléctrica en el mundo en intervalos de menos de 2.36 días.
Se estima, si no cambia ninguna política de consumo de energía eléctrica en el
mundo, una tasa de crecimiento de la demanda del 2.7% para el periodo 2009-
2035, y un incremento anual de generación del 2.6%.
Este incremento desmesurado del consumo de electricidad en el mundo
impulsado por el acelerado crecimiento de las principales potencias
económicas emergentes (China, India, Brasil, Sudáfrica y México), el
crecimiento de la población, la expansión del acceso a la electricidad, el mayor
grado de penetración de los vehículos eléctricos en el mercado, y el aumento
del consumo de energía per cápita, hacen necesario la implementación de un
escenario en el que se prevé que los gobiernos nacionales adopten nuevas
medidas políticas para garantizar un suministro sustentable de energía eléctrica
para sus habitantes, que impulsa el desarrollo y diversificación de tecnologías
limpias y de mayor eficiencia, la disminución de pérdidas de transmisión y
distribución de energía a través de redes inteligentes, el cambio en el precio de
los combustibles fósiles, cobro de aranceles por emisiones de CO2, la
eliminación gradual de subsidios y adopción de otras medidas que limiten de
alguna manera el consumo de electricidad , con lo que se estima mantener una
tasa promedio de crecimiento anual de la demanda del 2.4% durante periodo
2009 - 2035.
14 “World Energy Outlook 2011”; International Energy Agency (IEA); París, Septiembre, 2011; pp. 175-203
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Buñay, F.; Pérez, F.
1.3. Matriz Eléctrica del Ecuador
Como se mencionó en la sección 1.1.3, la estructura de la Matriz Eléctrica del
Ecuador, históricamente, presenta dos fuentes dominantes de energía primaria:
- Hidroelectricidad,
- Termoelectricidad (principalmente, petróleo y un pequeño porcentaje
de gas natural)
la energía restante es suministrada por generación con biomasa,
importaciones, y energía renovable no convencional (eólica, solar).
El porcentaje de energía eléctrica provisto en nuestro país por energía térmica
o hidráulica, varía constantemente en función del nivel del agua en los
embalses, así como del caudal de los ríos aprovechados en los proyectos
hidroeléctricos. Esta dependencia está marcada, principalmente, por los niveles
de precipitaciones en las cuencas de los ríos durante el periodo de estiaje que
se presenta año tras año en el Ecuador.
Así por ejemplo, para el periodo agosto 2011 - julio 2012, se tuvieron los
siguientes porcentajes de producción presentados en el Gráfico 1.11:
*No convencional incluye: biomasa, eólico y solar
Gráfico 1.11. PORCENTAJE DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN EL ECUADOR AGO/11-JUL/12
Fuente: AUTOR. Diseño en base a: “Porcentaje de Generación”; CENACE; 2012 Disponible en Web: <http://www.cenace.org.ec/index.php?option=com_content&view=article&id=68&Itemid=59> [Consulta: 16 de Agosto de 2012]
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Buñay, F.; Pérez, F.
Así mismo como indicamos en la sección 1.1.3, con la construcción y puesta en
operación de los proyectos emblemáticos de generación hidroeléctrica en el
Ecuador, se espera que para el año 2016 la hidroelectricidad suministre el
93.5% del total de la electricidad en el país. Aunque esta perspectiva resulta un
poco ambiciosa, debido a que en estos proyectos no se construirán grandes
embalses que permitan almacenar la cantidad de agua necesaria para
satisfacer la demanda en el periodo de estiaje, que coincide con los meses de
mayor consumo de electricidad en el año (Octubre a Enero), además de que la
mayoría estarán situados en las vertientes orientales, manteniendo su
vulnerabilidad a los periodos de sequía, y a las pocas centrales que concentran
grandes capacidades instaladas (MW)15.
Esto implica una diversificación de las fuentes de energía primaria, por lo que
se encuentran en estudio proyectos de generación geotérmica y eólica,
principalmente, de las que se estima que el país posee un gran potencial.
15 Castro, Miguel; “Hacia una Matriz Energética Diversificada en Ecuador”; CEDA; Quito; Noviembre, 2011; pp. 56-72.
Disponible en Web: <http://www.ceda.org.ec/descargas/publicaciones/matriz_energetica_ecuador.pdf> [Consulta: 16 de Agosto de 2012]
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Buñay, F.; Pérez, F.
CAPITULO II
DESCRIPCIÓN DE LAS TECNOLOGÍAS EMPLEADAS PARA LA
PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD
2.1. Hidroelectricidad
La energía hidroeléctrica basa su funcionamiento en el aprovechamiento de la
energía potencial de la caída de una masa de agua, y del caudal de la misma.
Como se ve en el Gráfico 2.1, esta caída está dada por la diferencia de alturas
entre la toma de agua y la casa de máquinas, donde el agua mueve la turbina
accionando el generador, el cual convierte la energía mecánica en eléctrica.
Esta es la mayor fuente de energía primaria para centrales eléctricas que
emplean energía renovable, y representa a nivel mundial alrededor del 16% de
la potencia eléctrica instalada. A pesar de que la madurez tecnológica ya no
permite ganar, significativamente, eficiencia, aún es posible en el mundo,
aumentar su generación hasta 12 veces más.16
La hidroelectricidad demanda altos costos de inversión y largos periodos de
construcción, pero con costos de operación muy bajos, por lo que los costos de
producción de energía son igualmente bajos.
Entre las características más importantes de esta tecnología, está la de poder
generar energía sin contaminar al medio ni al recurso utilizado (agua), por lo
que éste puede además ser empleado para distintos usos, como consumo
humano, riego, etc. También está la de poder almacenar el recurso en
embalses, que según su tamaño, permiten generar durante las horas de mayor
demanda, y/o hasta en meses de sequía.
16 “Development and Climate Change”; WB (World Bank) (2010a); 2010; pp. 417. [Consulta: 16 de Agosto de 2012]
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Buñay, F.; Pérez, F.
Gráfico 2.1. CENTRAL HIDROELÉCTRICA
Fuente: “La generación de energía eléctrica”; Disponible en Web: <http://ec.kalipedia.com/tecnologia/tema/centrales-hidroelectricas.html?x=20070822klpingtcn_103.Kes&ap=1> [Consulta: 16 de Agosto de 2012]
Se clasifican en tres tipos:
Centrales a filo de río: Son centrales que no poseen un gran almacenamiento,
sino que funcionan permanentemente con el caudal del rio, por lo que queda
sujeto a las variaciones estacionales que éstos presentan; disminuyendo su
factor de planta en tiempo de estiaje y desperdiciando recursos en tiempo de
exceso. Algunos de estas centrales cuentan con pequeños reservorios que dan
flexibilidad de operación para horas pico o para algunos días.
Con embalse: Son centrales que almacenan grandes volúmenes de agua
mediante la construcción de una presa, la cual ayuda con la regulación del
paso de agua a la turbina, dejando de ser importante la uniformidad del caudal
de ingreso al embalse. Esto demanda una mayor inversión pero permite
incrementar la generación energética, disminuyendo el costo de producción, en
especial en los meses de estiaje.
De bombeo: son centrales que tienen un embalse arriba de casa de máquinas
y otro abajo. Funcionan como generadoras convencionales de energía durante
las horas de mayor consumo y durante las de menor demanda llevan el agua
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Buñay, F.; Pérez, F.
turbinada de regreso al embalse superior por medio de motobombas, o sus
generadores funcionan como motor y las turbinas como bombas.
2.2. Termoelectricidad
La termoelectricidad es el proceso de obtener energía eléctrica a partir de la
energía liberada en forma de calor, en la mayoría de los casos, por la
combustión de combustibles fósiles. El proceso se basa en transformar la
energía térmica en energía mecánica en la turbina, y convertir esta energía en
electricidad en el generador, como se observa en el Gráfico 2.2:
Gráfico 2.2. CENTRAL TERMOELÉCTRICA
Fuente: “Curso máster especializado centrales termoeléctricas”; Disponible en Web: <http://www.renovetec.com/cursocentralestermoelectricas.html> [Consulta: 16 de Agosto de 2012]
La energía mecánica se obtiene a partir de un fluido que se expande en la
turbina térmica produciendo trabajo, al moverse esta turbina accionará el
alternador que esta acoplado a su eje, generando finalmente energía eléctrica.
Las centrales termoeléctricas convencionales se clasifican de acuerdo a su
forma de combustión:
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Buñay, F.; Pérez, F.
Combustión externa: En este proceso, se realiza la combustión para calentar el
fluido de trabajo en una caldera, hasta convertirlo en vapor, enviándolo a altas
presiones hacia la turbina donde se expande produciendo trabajo mecánico. El
vapor nuevamente es convertido en agua por medio de un condensador y
reutilizado, formando un proceso cerrado.
Combustión interna: Es el proceso donde la combustión se realiza mediante la
mezcla del combustible y un comburente, que generalmente es aire, siendo el
fluido de trabajo el resultado de gases de esta combustión a alta presión. Este
tipo de combustión se realiza en las maquinas con turbinas a gas y en
unidades térmicas de movimiento alternativo (a pistón) como motores ciclo Otto
o Diesel. Los gases de escape son enviados a la atmosfera.
Las centrales termoeléctricas son altamente contaminantes y de baja eficiencia,
con costos de generación altos, principalmente, por el elevado precio de los
combustibles empleados para la producción de energía. Sin embargo son de
rápida instalación, de 24 a 26 meses, centrales de combustión externa, y de 12
a 18 meses, centrales de combustión interna, y pueden ser utilizados en las
horas de mayor demanda.
En centrales termoeléctricas a gas se puede incrementar su eficiencia por
medio de ciclos combinados, es decir el calor de sus gases de escape puede
transformar agua en vapor, y utilizar este recurso para la generación eléctrica.
2.3. Generación Eólica
Es el aprovechamiento de la energía cinética del viento, que mueve las aspas
de los aerogeneradores produciendo energía eléctrica. Este tipo de energía
está disponible en todo el mundo, pero sólo determinados lugares son capaces
de presentar las características necesarias para su aprovechamiento.
Conforme la tecnología se ha ido desarrollando más y más, también lo ha
hecho el tamaño de las turbinas y de las aspas, que han permitido ir
incrementando la potencia de los aerogeneradores. Así, en dos décadas los
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Buñay, F.; Pérez, F.
tamaños variaron, de 15-20 m de diámetro con una potencia de 50-100 kW,
hasta 60-80 m de diámetro con potencias de hasta 3000 kW. En la actualidad,
el desarrollo tecnológico, ha permitido la instalación de turbinas de viento en el
mar (off shore), como muestra la Gráfico 2.3, que tienen potencias de hasta 7
MW.
El aporte de energía de las centrales eólicas en el mundo es del 1,1% del total
de la energía eléctrica producida, y es una de las energías limpias de mayor
crecimiento, a tal punto, que la potencia instalada se ha ido duplicando cada
3.5 años desde 199017. El aprovechamiento de esta energía no genera
contaminación.
Gráfico 2.3. AEROGENERADORES
Fuente: “Proyectos para energía eólica en México”; Izquierdo, C.; Agosto, 2011. Disponible en Web: <http://www.sexenio.com.mx/articulo.php?id=2049> [Consulta: 16 de Agosto de 2012]
17 “2010 Survey of Energy Resources”; World Energy Council (WEC); 2010. Disponible en Web:
<http://www.worldenergy.org/publications/3040.asp > [Consulta: 17 de Agosto de 2012]
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Buñay, F.; Pérez, F.
2.4. Energía Solar Fotovoltaica y Térmica Solar
La energía solar es el origen de la mayoría de tipos de energía aprovechados,
y es capaz de suministrar más de mil veces la demanda de energía que
consume la humanidad. Aprovechando correctamente la radiación solar, ésta
puede ser transformada en energía eléctrica, mediante el uso de paneles
solares fotovoltaicos, o en energía térmica, a través de la utilización de
colectores solares.
Energía solar fotovoltaica: Transforma la energía solar en energía eléctrica
mediante células solares acopladas en paneles fotovoltaicos basados en
materiales semiconductores. Su tecnología está aún en proceso de
investigación, su rendimiento es todavía deficiente comparado con los altos
costos de sus equipos y con el gran espacio que estos ocupan para la
producción de pequeñas cantidades de energía, pudiendo llegar a cubrir 1.5
hectáreas/GWh/año. Sin embargo los costos de operación y mantenimiento son
sumamente bajos, al igual que los de cambio de equipo. En el Gráfico 2.4. se
muestra un esquema de su funcionamiento.
Gráfico 2.4. CENTRAL FOTOVOLTAICA
Fuente: “Energías Renovables”; Albert Admin; Septiembre, 2009. Disponible en Web: <http://www.renovables-energia.com/2009/09/centrales-fotovoltaicas/> [Consulta: 16 de Agosto de 2012]
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Buñay, F.; Pérez, F.
Energía térmica solar: Su funcionamiento está basado en el aprovechamiento
del calor del sol para transformar un líquido en vapor, obteniendo así la
potencia necesaria para mover los alabes de una turbina, la cual accionará el
generador eléctrico, en un ciclo termodinámico convencional. Como se ve en el
Gráfico 2.5, es necesario concentrar la radiación solar en un punto fijo para
obtener elevadas temperaturas, mediante el empleo de espejos de geometría
parabólica que se mueven automáticamente en la dirección del sol.
Gráfico 2.5. CENTRAL TÉRMICA SOLAR
Fuente: “La Generación de Energía Eléctrica”. Disponible en Web: <http http://www.kalipedia.com/tecnologia/tema/central-termica-solar.html?x=20070822klpingtcn_103.Kes&ap=4> [Consulta: 16 de Agosto de 2012]
2.5. Biomasa
El proceso de formación de biomasa se lleva a cabo a través de la fotosíntesis,
donde las plantas aprovechan la energía solar para transformar el dióxido de
carbono, y algunos minerales sin valor energético, en material de gran
contenido energético. La energía almacenada en este proceso es convertida en
energía térmica, eléctrica o carburantes de origen vegetal.
Como se observa en el Gráfico 2.6, este tipo de central es similar a la una
central térmica convencional con la diferencia de que no usan combustibles
fósiles sino materia orgánica para calentar el agua produciendo vapor a alta
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Buñay, F.; Pérez, F.
presión para mover las turbinas. Utilizan los residuos agrícolas, restos de la
industria maderera, alimenticia y de los residuos de rellenos sanitarios de
basura, estos últimos al generar gases.
Gráfico 2.6. CENTRAL DE BIOMASA
Fuente: “Central Biomasa”; Tecnología Alvaro y Diana; Mayo de 2010. Disponible en Web: <http://tecnologiadianayalvaro.blogspot.com/2010/05/central-de-biomasa.html> [Consulta: 16 de Agosto de 2012]
Su contribución al sector eléctrico mundial es menos del 1%, pero está en
crecimiento.
2.6. Otras tecnologías
Existen otros tipos de tecnologías empleadas para la generación de energía
eléctrica, como la energía nuclear, que genera grandes potencias a través del
aprovechamiento de material radioactivo fisionable (uranio enriquecido), que
mediante reacciones nucleares contraladas producidas en un reactor, se
obtiene el calor necesario que será utilizado en un ciclo térmico convencional,
que provocará en movimiento de los alternadores.
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Buñay, F.; Pérez, F.
La generación Geotérmica, que para la producción de electricidad, aprovecha
el calor proveniente del interior de la tierra para calentar agua y convertirla en
vapor, o por la extracción directa de vapor de agua presente en capas
subterráneas del planeta.
Las centrales de generación mareomotriz, que básicamente, aprovechan la
energía cinética de las corrientes marinas o de las desembocaduras al mar de
grandes ríos, que ponen en movimiento a turbinas para la producción de
electricidad, de manera similar al viento que utilizan los aerogeneradores.
Estas dos últimas tecnologías utilizan recursos renovables, que no contaminan
al medio ambiente.
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Buñay, F.; Pérez, F.
CAPÍTULO III
COSTOS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
3.1. Descripción de Costos para la Producción de Energía Eléctrica18
3.1.1. Esquema general de Costos de Generación
Para la determinación de los costos de generación se distinguen dos grupos de
costos que dependen del periodo en los que son causados, los costos
preoperativos y los costos operativos. Los primeros corresponden a la
inversiones y financiamiento, necesarios para la construcción y ejecución del
proyecto, y los segundos corresponden, básicamente, a los costos periódicos,
tanto fijos como variables, que garanticen una adecuada operación de la
central.
Estos gastos originados por la instalación de plantas o unidades de generación
de energía eléctrica variarán de acuerdo a su localización geográfica,
tecnología, tipo de recurso natural aprovechado o combustible empleado, ciclo,
factor de planta, entre otros.
Dentro de los costos preoperativos podemos mencionar, de manera general:
- Estudios e investigaciones
- Ingeniería y diseño
- Predios
- Vías de acceso
18 “Costos indicativos de Generación Eléctrica en Colombia”; Unidad de Planeación Minero - Energética, Ministerio de
Minas y Energía de Colombia; Abril, 2005; pp. 3.12-3.21. Disponible en Web: <http://www.siel.gov.co/siel/documentos/documentacion/generacion/costos_indicativos_generacion_ee.pdf> [Consulta: 16 de Agosto de 2012]
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Buñay, F.; Pérez, F.
- Obras de infraestructura
- Obras civiles
- Equipos
- Inversiones ambientales
- Imprevistos en obras y equipos
- Costos de financiamiento
- Costos legales (permisos y regulaciones)
Por otra parte, los componentes básicos de los costos operativos son:
- Administración, operación y mantenimiento (AOM):
Componente Fija
Componente Variable
- Combustible
- Seguros
- Manejo ambiental
- Peajes por transporte de energía
Con el total de costos preoperativos, y con el empleo de variables económicas
(tasa de descuento, depreciaciones, etc) y la vida útil de la planta, se calcula el
costo preoperativo anual, que por lo general, se recomienda dividirlo en partes
iguales para el periodo de vida de la central. Este costo sumado al costo
operativo anual nos da el Costo Total Anual. En el
Gráfico 3.1 se ilustra un esquema general de los costos de generación.
A continuación, en los siguientes puntos, se presentan distintas
consideraciones generales sobre los componentes del costo de generación:
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Buñay, F.; Pérez, F.
COSTOS PREOPERATIVOS
Predios
Infraestructura
Obras Civiles
Equipos TOTAL PREOPERATIVO
Inversiones ambientales
Ingeniería
PLANTA TÍPICA Imprevistos equipos
Caracterización Imprevistos obra civil
Capacidad Ley Preoperativos
Factor de Planta
Vida Útil COSTOS OPERATIVOS
Eficiencia AOM Componente Fija
Mantenimiento Y Overhaul TOTAL OPERATIVO
Combustible
REGULACIÓN Y LEYES Seguros
Cargos de Ley Operativos
ENERGÍA MEDIA
ANUAL
COSTO UNITARIO
DE GENERACIÓN
COSTO PREOPERATIVO
ANUAL
VARIABLES
ECONÓMICAS
COSTO TOTAL
EQUIVALENTE ANUAL
Gráfico 3.1. ESQUEMA DE COSTOS DE GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD
Fuente: “Costos indicativos de Generación Eléctrica en Colombia”; Unidad de Planeación Minero - Energética, Ministerio de Minas y Energía de Colombia; Abril, 2005; pp. 3.15. Disponible en Web: <http://www.siel.gov.co/siel/documentos/documentacion/generacion/costos_indicativos_generacion_ee.pdf> [Consulta: 16 de Agosto de 2012]
3.1.2. Costos Preoperativos
Estudios e investigaciones: En este rubro se incluyen estudios básicos como
los de hidrología, topografía, geología, eología, etc, orientados hacia la
determinación del potencial del recurso a emplearse. Para ello se tienen en
cuenta las siguientes consideraciones:
Para centrales térmicas que utilizan combustibles derivados del petróleo,
gas natural, carbón u otro tipo de combustible, no se considera este ítem
debido a que en la mayoría de casos se cuenta con la información
requerida, y de ser necesarias investigaciones, se considerarán incluidas
en el costo del combustible.
Para centrales hidroeléctricas se calcula como un porcentaje del costo
de inversión, el cual depende del tipo de planta, capacidad y tecnología.
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Buñay, F.; Pérez, F.
En la mayoría de fuentes de energía no convencionales, los costos de
estudios e investigaciones son parte de los costos unitarios de
mediciones y de personal.
Predios: Son los costos del terreno en donde se va a ubicar la planta, las vías
de acceso y demás obras de construcción. Se considera además el costo de
las servidumbres para instalaciones y líneas de transmisión. Para el cálculo de
este rubro se determinan las áreas requeridas para cada tipo de tecnología y
se aplica un costo unitario por hectárea.
Infraestructura: Son las obras de acceso, conexión y demás edificaciones
necesarias para la correcta construcción y operación de la planta, así como
para una cómoda estadía del personal; considera los siguientes ítems:
- Vías de acceso: Se refiere a la ejecución de vías necesarias para la
construcción y operación de la planta. Para la determinación del costo de
las vías de acceso se definen especificaciones particulares de éstas
según el tipo de central a construir y su ubicación geográfica, ya que
dependerá de estas peculiaridades para que este rubro signifique un alto
valor en la inversión o pueda llegar al punto de ser despreciable en el
caso de centrales ubicadas cerca del área urbana. El objetivo es
determinar un costo unitario (USD/km) asociado a cada especificación.
Para centrales hidráulicas, los costos de las vías muchas de las veces
se incrementan con el tamaño de la central a construir, por depender de
sitios específicos de difícil acceso para el aprovechamiento del máximo
potencial y por utilizar espacios más amplios para su desarrollo, por lo
que es necesaria la construcción de un mayor número de vías para los
distintos accesos.
- Campamentos y oficinas: Son los costos de infraestructura necesaria
para el alojamiento de los trabajadores de la obra, así como de los
administradores y técnicos que operarán durante la vida útil de la central,
como son servicios de agua potable, electricidad, telefonía, televisión,
etc. No incluye terrenos.
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Buñay, F.; Pérez, F.
Se los calcula como el costo por metro cuadrado de construcción, que
dependerá del lugar en donde se encuentra la central y de su tamaño,
debido a que en algunos casos se puede manejar con infraestructura
propia del lugar.
Obras civiles: Considera todos los costos de las construcciones realizadas
para el aprovechamiento de los recursos, incluido la subestación. Se separan
por el origen del ítem de costo dependiendo de la tecnología y capacidad
consideradas para la central. Un aprovechamiento hidroeléctrico implica
mayores obras civiles por lo que sus costos son altos, de acuerdo a la
magnitud de la potencia instalada. En otros tipos de aprovechamientos los
costos de obras civiles se incluyen en los costos de instalación y montaje de los
equipos, como el caso de calderas, turbinas a gas, etc.
Equipos nacionales: Son equipos de fabricación o adquisición nacional, en
donde no se consideran trámites ni impuestos de importación, sólo los costos
por el equipo, traslado y su instalación.
Equipos Internacionales: Este componente presenta particularidades en el
régimen tributario y arancelario, por lo que es muy importante diferenciarlo
dentro de los costos preoperativos. El costo de los equipos importados debe
incluir básicamente:
- Costos de Exportación: trámites aduaneros necesarios para la
exportación de los equipos desde su país de origen.
- Transporte marítimo y seguro: los equipos deben estar asegurados
para su traslado al país de destino.
- Aranceles de Nacionalización: se refiere a las disposiciones
arancelarías y de aduanas propias de cada país para la legalización y
salida de equipos importados.
- Bodegaje: costo en el que se incurre por la permanecía de la
mercancía en aduana, desde su arribo hasta su despacho.
- Trasporte y seguros internos: para el traslado de los equipos desde el
puerto hasta la planta.
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Buñay, F.; Pérez, F.
- Costo de Instalación: comprende materiales y mano de obra requerida
para la instalación de los equipos.
Ingeniería: Son considerados como gastos de ingeniería a los gastos de
consultoría, diseño, gerencia y administración técnica durante la etapa de
construcción del proyecto.
Imprevistos: Son los costos de elementos que no se han considerado en otros
rubros, cargos ocasionados por demoras y suspensiones de trabajo, errores u
omisiones presupuestales. Por lo general, se estiman como un porcentaje de
las obras civiles, de infraestructura y del costo total de los equipos.
Costos de Financiamiento: Corresponde a los intereses de los costos de
inversión, así como a sobrecostos producido por demoras
Ley preoperativos: Son todos los cargos de ley que se pueden aplicar durante
el proceso de la construcción, según las diferentes tecnologías y plantas tipo
consideradas, como pueden ser: tasas prediales o impuestos municipales,
gravámenes y permisos ambientales, etc.
3.1.3. Costos operativos
Administración, operación y mantenimiento (componente fija): Son los
costos debido a las actividades inherentes al funcionamiento del proyecto,
expresadas en USD/año.
Administración, operación y mantenimiento (componente variable):
Corresponde a un componente producto de la operación de la empresa de
generación, expresados en forma global (USD/año).
Combustible: Constituye uno de los índices más importantes en los costos
variables de operación para el caso de centrales termoeléctricas, debido a su
alto costo en el mercado, y al tipo de tecnología de la planta. En el caso de
centrales de energía no convencional e hidráulicas, éstos no influyen.
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Buñay, F.; Pérez, F.
Seguros: Es la aportación económica que ha de pagar el proyecto a la
compañía aseguradora por la contraprestación de la cobertura económica de
riesgo que ésta le ofrece. Las bases técnicas que se utilizan para calcular el
costo del seguro consideran, por una parte, a los bienes o personas a
asegurar, por otra, el grado y frecuencia con que se presenta un siniestro, y por
último, el análisis por medio de principios actuariales19.
Cargos de ley operativos: son todos los cargos tributarios y legales,
aplicables durante la vida útil del proyecto, dependiendo de su tecnología,
ubicación, etc., como peajes por transporte de energía eléctrica, predios
municipales, etc.
3.2. Precio de Combustibles empleados para Generación Eléctrica en el
Ecuador
3.2.1. Combustibles empleados para la Generación Eléctrica
El combustible utilizado para generación térmica varía según el tipo de
tecnología empleada en la central, que puede ser: motor de combustión
interna, turbina a vapor, turbina a gas y ciclo combinado. En algunas de éstas,
se consume un tipo de combustible para el arranque de la central y otro
distinto, generalmente más económico (combustibles pesados), para la
producción de energía eléctrica con la intensión de abaratar costos, aunque
consecuentemente se tenga una disminución en su rendimiento.
En nuestro país, los combustibles empleados para la generación térmica a gran
escala son los siguientes:
Diesel 2: empleado como combustible principal en motores de
combustión interna y algunas turbinas a gas, y para el arranque de
centrales térmicas a vapor y motores de combustión interna que utilizan
combustibles pesados (residuo, fuel oil) como energía primaria.
19 Principios Actuariales: se refieren a consideraciones estadísticas y cálculos matemáticos que se efectúan sobre
todos los seguros para calcular el riesgo de un bien y aplicar una prima en base al mismo.
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Buñay, F.; Pérez, F.
Fuel Oil: utilizado como combustible principal de centrales con turbinas a
vapor y motores de combustión interna. En el país se producen dos tipos
de este combustible pesado, determinados por la refinería en la que se
procesan, fuel oil 6 en la Refinería Esmeraldas y fuel oil 4 en la Refinería
La Libertad.
Nafta: se la utiliza como combustible principal en algunas turbinas a gas.
Residuo: empleado como combustible principal de motores de
combustión interna y turbinas a vapor.
Gas Natural: empleado en centrales con turbinas a gas
En la Tabla 3.1 se indica el tipo de combustible consumido en algunas
centrales térmicas del Ecuador.
3.2.2. Precio de los Combustibles
Actual e históricamente, el Ecuador es un país exportador de crudo (pesado),
de bajo valor agregado, e importador de combustibles refinados (GLP, diesel,
nafta de alto octanaje, gasolina, entre otros) y lubricantes derivados del mismo,
lo que hace que el precio de estos insumos sean elevados, a diferencia de
países como Brasil, México y Venezuela, que producen combustibles para su
consumo local.
El Gobierno Nacional ha establecido varias disposiciones legales y
resoluciones con la finalidad de mantener una tarifa para los usuarios menor a
la real, así ha fijado mecanismos por los cuales el sector eléctrico ecuatoriano
recibe tratamientos especiales, a través de: exoneraciones de pago, aportes
gubernamentales para obras de expansión de la actividad eléctrica, insumos
entregados a precios preferenciales, etc. Uno de estos mecanismos es el
subsidio al precio de los combustibles para la generación eléctrica,
principalmente del diesel y nafta de alto octanaje (combustibles importados), y
de los combustibles pesados de producción local, fuel oil 4, fuel oil 6 y residuo,
que se expenden a costos preferenciales, mucho menores a su precio
referencial internacional.
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Buñay, F.; Pérez, F.
Tabla 3.1. TIPO DE COMBUSTIBLE CONSUMIDO POR TIPO DE CENTRAL TÉRMICA
TIPO DE COMBUSTIBLE CONSUMIDO POR TIPO DE CENTRAL TÉRMICA
COMBUSTIBLE PRINCIPAL
Empresa Tipo de Central
Central
COMBUSTIBLE ARRANQUE
FUEL OIL
Residuo Diesel
2 Nafta
Gas Natural
FUEL OIL
Empresa Eléctrica de Guayaquil
Térmica Vapor Aníbal Santos (Vapor) -
- X - -
Electroguayas Térmica Vapor
Gonzalo Zevallos (Vapor) -
- X - -
Trinitaria -
- X - -
Termopichincha Térmica MCI Power Barge II -
- X - -
RESIDUO
Elecaustro Térmica MCI Descanso -
- X - -
Termoesmeraldas Térmica Vapor Termoesmeraldas -
- X - -
Termopichincha Térmica MCI Guangopolo -
- X - -
Termoguayas Térmica MCI keppel -
- X - -
Generoca Térmica MCI Generadora Rocafuerte -
- X - -
DIESEL
Intervisa Trade Térmica MCI Victoria II -
- - - -
Electroguayas Térmica Gas
Enrique García -
- - - -
Gonzalo Zevallos (Gas) -
- - - -
Pascuales II -
- - - -
Electroecuador Térmica Gas
Álvaro Tinajero -
- - - -
Anibal Santos (Gas) -
- - - -
Electroquil Térmica Gas Electroquil -
- - - -
Termopichincha
Térmica Gas
Santa Rosa -
- - - -
Puna -
- - - -
Térmica MCI
Miraflores + Pedernales -
- - - -
La Propicia -
- - - -
Miraflores TG1 -
- - - -
Quevedo 1 -
- - - -
Santa Elena -
- - - -
NAFTA Intervisa Trade Térmica Nafta Victoria II -
- - - -
GAS NATURAL Machala Power Térmica Gas
Natural Machala Power
-
- - - -
Fuente: AUTOR. Diseño en base a: “Boletín Estadístico Sector Eléctrico Ecuatoriano”; CONELEC; Agosto, 2011; pp. 83-84. Disponible en Web: <http://www.conelec.gob.ec/documentos.php?cd=3050&l=1>, Boletín Año 2010. [Consulta: 16 de Agosto de 2012]
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Buñay, F.; Pérez, F.
Al ser el combustible el rubro de mayor peso en la producción de energía
eléctrica en las centrales térmicas del país, es necesario conocer el precio
internacional de éste, y compararlo con los precios preferenciales a los que el
Estado los despacha a las empresas generadoras del país.
Precio Internacional
Los precios de referencia internacional adoptados por EP PETROECUADOR
para la comparación con el precio de los combustibles derivados del petróleo
(expendidos a nivel nacional), son los precios FOB20 en la Costa del Golfo,
Estados Unidos, de los principales combustibles publicados por la U.S. Energy
Information Administration21. Cada combustible comercializado en el país se le
compara con el precio del combustible más similar en cuanto a sus
características físicas. En la Tabla 3.2 se expone el combustible de referencia
internacional, así como su precio, para los combustibles empleados para la
generación eléctrica:
Tabla 3.2. PRECIO REFERENCIAL INTERNACIONAL DE COMBUSTIBLES EMPLEADOS EN LA GENERACIÓN ELÉCTRICA DEL PAÍS
PRECIO REFERENCIAL INTERNACIONAL DE COMBUSTIBLES Combustible
Comercializado por PETROECUADOR
Referencia Internacional de Combustible Precio
[USD/gal]
Nafta U.S. Gulf Coast Conventional Gasoline Regular Spot Price 2,691*
Diesel 2 U.S. Gulf Coast No. 2 Diesel Fuel Spot Price 3,079**
Fuel Oil 4 U.S. Gulf Coast Nº 4 Fuel Oil Spot Price 2,801**
Residuo U.S. Gulf Coast Residual Fuel Oil 1.0 % Sulfur LP Spot Price 2,275*
Gas Natural U.S. Gulf Coast Natural Gas Price 3,22***
*Valores actualizados a Junio-2012. No incluyen impuestos. **Valor promedio del año 2011, debido a que las empresas internacionales prohíben su divulgación mensual. ***Precio en USD/mil pies
3. Incluye impuestos.
Fuente: AUTOR. Diseño en base a: “Informe final del estudio: Los Subsidios Energéticos en el Ecuador”; Ministerio de Coordinación de la Producción, Empleo y Competitividad; Septiembre, 2010; pp. 14. Disponible en Web: <http://www.elcomercio.com/negocios/subsidios-energia-Ecuador_ECMFIL20110609_0001.pdf>; y “Petroleum Marketing Monthly”; U.S. Energy Information Administration; September, 2012. Disponible en Web: <http://www.eia.doe.gov/oil_gas/petroleum/data_publications/petroleum_marketing_monthly/pmm.html>. [Consulta: 16 de Agosto de 2012].
20 Precio FOB: precio de venta de un determinado producto que incluye el valor de la mercancía y los gastos de
transporte y maniobra hasta el puerto de embarque. 21
U.S. Energy Information Administration: organización que recopila, analiza y difunde información, independiente e imparcial, sobre energía, para promover formulación de políticas, mercados eficientes, y la compresión de la energía y su interacción con la economía y el medio ambiente.
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Buñay, F.; Pérez, F.
Precio Nacional 22
Los precios de los combustibles utilizados para la generación eléctrica en el
Ecuador han estado sujetos a múltiples variaciones, pasando desde una
valoración con precios referenciales internacionales, hasta la adopción de una
política de subsidios, en base al Decreto Ejecutivo No. 338, publicado en el
Registro Oficial No. 73 del 02 de agosto de 2005, que establece precios
preferenciales a los derivados de hidrocarburos para el sector eléctrico.
El cálculo de los costos del combustible para el sector eléctrico lo realiza de
manera anual PETROCOMERCIAL23, conforme lo determinan los artículos 11,
12, 13, 14, 15 y 16 del Decreto Ejecutivo 338 y de conformidad con el artículo 1
del mismo Decreto, para lo cual EP PETROECUADOR ha establecido la
normativa V04.01.01.01-PR-01, “Cálculo de Precios Terminal”, en la que se
presenta un procedimiento para el cálculo del precio de los productos derivados
del petróleo (combustibles, azufre, asfalto, etc) para cada sector del mercado
(petrolero y minero, eléctrico, marítimo, turístico, etc).
A pesar de que en el país se explota gas natural y se producen combustibles
pesados, como: Fuel Oil 4, Fuel Oil 6 y Residuo, éstos en sí, no están sujetos a
subsidio, sin embargo, su precio de venta a las centrales térmicas es mucho
menor que su precio internacional, provocando pérdidas para el país, ya que de
no ser utilizados para la generación eléctrica, podrían ser exportados. En la
Tabla 3.3 se indica el precio al que se expende el combustible para la
generación eléctrica, así como su costo referencial internacional.
22 “Informe final del estudio: Los Subsidios Energéticos en el Ecuador”; Ministerio de Coordinación de la Producción,
Empleo y Competitividad; Septiembre, 2010. Disponible en Web: <http://www.elcomercio.com/negocios/subsidios-energia-Ecuador_ECMFIL20110609_0001.pdf> [Consulta: 16 de Agosto de 2012] 23
PETROCOMERCIAL: unidad de negocio encargada de la comercialización interna (nacional) de derivados del petróleo en todos los segmentos del mercado. A partir del año 2010 pasó a ser la Gerencia de Comercialización de la Empresa Pública de Hidrocarburos del Ecuador, EP PETROECUADOR.
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Buñay, F.; Pérez, F.
Tabla 3.3. PRECIO NACIONAL DE COMBUSTIBLES EMPLEADOS EN LA GENERACIÓN ELÉCTRICA
PRECIO DE COMBUSTIBLES PARA GENERACIÓN ELÉCTRICA
Combustible Comercializado por PETROECUADOR
Precio Nacional*** [USD/gal]
Precio Internacional* [USD/gal]
Nafta 0,733264 2,691*
Diesel 2 0,900704 3,079**
Fuel Oil 4 0,5376 2,801**
Residuo 0,2933336 2,275*
Gas Natural 2,63158IV
3,22V
*Valores actualizados a Junio-2012. No incluyen impuestos. **Valor promedio del año 2011, debido a que las empresas internacionales prohíben su divulgación mensual. *** Vigencia para el mes de Septiembre-2012, Incluyen impuestos. IV
Precio en USD/mil pies3, establecido en el Decreto Ejecutivo 929, del 28 de Octubre de 2011. No incluye
impuestos. V
Precio en USD/mil pies3. Incluye impuestos.
Fuente: AUTOR. Diseño en base a: Precios por Sector, EP PETROECUADOR – GERENCIA COMERCIALIZACIÓN. Disponible en Web: <http://www.eppetroecuador.ec/GerenciaComercializacion/index.htm> [Consulta: 16 de Agosto de 2012].
3.3. Costo Nivelado de la Energía (LCOE)24,25
Es complejo calcular el costo de la energía eléctrica producida por distintas
fuentes de energía primaria cuando éste es afectado por muchos parámetros
como: el tiempo de su construcción, los costos durante su vida útil, el tipo de
tecnología empleada, la potencia de la central, los costos para la mitigación del
impacto ambiental causado, etc, que provocan valores de inversión y de
producción muy distintas al comparar unas con otras.
Una metodología tradicional empleada para el cálculo de los costos de
generación de electricidad se basa en la obtención del “Levelized Cost of
Electricity” (LCOE) o “Levelized Cost of Energy” (LCE), Costo Nivelado de la
Energía, el mismo que proporciona una medida del costo promedio anual de
producción de electricidad por unidad de energía producida, a lo largo de la
vida útil de la planta, descontado y expresado en valor presente.
Se trata de una evaluación económica del costo de generación de energía que
considera todos los costos a lo largo de la vida útil de la central generadora,
como son: los costos de inversión inicial, operación y mantenimiento,
24 “Riesgo y costes medios en la generación de electricidad: diversificación e implicaciones de política energética”;
Marrero, G; Puch, L; Ramos-Real, F; FEDEA, Colección Estudios Económicos 13-2010; Julio, 2010. Disponible en Web: <http://www.fedea.es/pub/est_economicos/2010/13-2010.pdf> [Consulta: 16 de Agosto de 2012]. 25
http://web.ing.puc.cl/~power/alumno09/nuclear/metodologia%20evaluacion.html
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Buñay, F.; Pérez, F.
combustible y el costo del capital, que permite una comparación más cercana
entre las diferentes tecnologías de generación. Es muy útil para responsables
políticos, inversionistas e investigadores a la hora de tomar decisiones.
El resultado obtenido será el precio mínimo al que la energía deberá ser
vendida para cubrir los gastos a lo largo de la vida útil de la planta, sin
embargo, debe tenerse en cuenta que este no es el precio de venta real ya que
puede verse afectado por una variedad de factores como impuestos,
subsidios, preferencias tarifarias, etc, establecidos en cada nación.
Conviene precisar que el LCE excluye los costos de transporte y distribución de
energía, y en principio, los gastos de externalidades como: daño ambiental,
daño a la salud, emisiones de CO2 o los costes de desmantelamiento; por
último, también se excluyen las subvenciones e impuestos a los que están
sujetas las distintas tecnologías. En definitiva, la medida de costos de
generación de electricidad que se utiliza sólo considera los costos directos de
generación.
El Costo Nivelado de Energía se obtiene en USD/MWh, y se define mediante la
siguiente fórmula:
donde:
: Costo de inversión en el año t [USD]
: Costo de combustible en el año t [USD]
: Costo de operación y mantenimiento en el año t [USD]
: Gastos administrativos en el año t [USD]
: Tasa de descuento
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Buñay, F.; Pérez, F.
: Energía generada en el año t [MWh]
: Vida útil mas el tiempo de construcción [años]
: Costo Nivelado de Energía [USD/MWh]
Costo de inversión
En los costos de inversión se consideran todos los gastos realizados antes de
la puesta en marcha de una central. Debe existir una idea clara de que gastos
se realizaron por año y el número de años que tardo la construcción, debido a
que para centrales como las de generación hidroeléctrica, los valores de
inversión son sumamente altos y una mala definición de su valor puede llevar a
variaciones del costo de energía bastante alejadas de la realidad, por lo cual
este punto es el más delicado para centrales que no sean termoeléctricas.
Costo de combustible
El costo del combustible en centrales termoeléctricas es el factor de mayor
importancia debido a que representa el mayor costo a lo largo de la etapa de
producción de la central. Al momento de obtener el costo de generación es
necesario definir si el costo del combustible es el costo real (precio
internacional) o el costo subsidiado por el estado. Para centrales de energía
renovable el costo del combustible es nulo.
Costo de operación y mantenimiento
Son los costos realizados a lo largo de la vida útil de la planta para sustentar su
disponibilidad y funcionamiento adecuado. Varía entre las distintas tecnologías,
y al no conocerse de su valor real se puede obtener mediante un promedio de
estos costos en plantas similares. Este factor no es alto en comparación con
los costos de inversión y el de combustible, por lo que su exactitud no lleva a
grandes variaciones en el resultado.
UNIVERSIDAD DE CUENCA
67
Buñay, F.; Pérez, F.
Tasa de descuento26
La tasa de descuento de un proyecto mide el costo de oportunidad de los
recursos que se utilizan en el mismo, es decir, cuanto deja de ganar el
inversionista por aportar sus recursos en el proyecto.
Se define como el rendimiento mínimo exigido por un inversor para realizar una
inversión determinada, utilizado para actualizar los flujos de ingresos y gastos
futuros del proyecto considerado.
El cálculo de la tasa de descuento para un proyecto debe considerar: el flujo de
fondos al que se va descontar, en relación a lo que representa; el flujo de
fondos que se va descontar, en relación a qué información contiene; y el costo
relevante para cada decisor del proyecto.
Para la elección de la tasa de descuento, en primer lugar, se debe obtener
un flujo de fondos que refleje el riesgo de inversión en el proyecto y, en
segundo lugar, se debe obtener una tasa de descuento que refleje dicho riesgo.
Para determinar la tasa de descuento existen tres modalidades, explicadas a
continuación, y que se manejarán según el grado de incertidumbre deseado
para el cálculo de rentabilidad del proyecto:
a) La manera más práctica es adoptar una tasa de descuento utilizada en
proyectos similares o dentro de la actividad sectorial relacionada con el
mismo. Lo recomendable es utilizar la tasa de un proyecto de similar
riesgo o un promedio de las tasas de varios proyectos similares.
b) Una metodología más sofisticada consiste en la aplicación de métodos o
modelos de valoración de activos financieros que sistematizan la
relación entre rentabilidad y riesgo. Estos son:
CAPM (Capital Asset Pricing Model), que es un modelo de
valoración de activos financieros que se basa en una relación lineal
26 García, B; “Acerca de la tasa de descuento en proyectos”; QUIPUKAMAYOC – Revista de Investigación Contable,
Universidad Nacional Mayor de San Marcos, Vol. 15, 2008; Versión Electrónica: 1609-8196. Disponible en Web: <http://investigacion.contabilidad.unmsm.edu.pe/revista/quipu2008-I.pdf> [Consulta: 16 de Agosto de 2012]
UNIVERSIDAD DE CUENCA
68
Buñay, F.; Pérez, F.
entre rendimiento esperado y riesgo, utilizado para calcular el costo
del capital y el costo de la deuda por separado.
WACC (Weigted Average Cost of Capital): es la tasa que debe
utilizarse para descontar el flujo de fondos del activo o proyecto
con financiamiento; representa el costo promedio de todas las
fuentes de fondos (acciones y deuda), ponderado por el peso
relativo de las mismas.
c) Una tercera opción es agregar, a la tasa del mercado, un factor de
corrección por riesgo, aunque esto presenta algunas dificultades debido
a que, por lo general, la tasa del mercado ya incluye algún factor de
riesgo, y el proyecto puede verse severamente castigado al incluir un
factor de corrección subjetivo.
Energía generada
Es la energía generada por la central en el año. Si no se dispone de este valor
es imprescindible saber la potencia instalada y el factor de planta de la nueva
central para obtener la energía generada multiplicando los factores
mencionados por el número de horas del año.
Vida útil
El tiempo t (años) de vida útil para los cálculos LCOE considera el tiempo de
operación de la central más el tiempo necesario para su construcción. No se
considera el tiempo de la fase de estudio. Éste periodo varía, claramente,
dependiendo del tipo de central a construir, de su potencia, así como de la
ubicación geográfica y topología del terreno.
UNIVERSIDAD DE CUENCA
69
Buñay, F.; Pérez, F.
CAPÍTULO IV
COSTOS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
4.1. Metodología
Para el cálculo del costo de producción de energía eléctrica para distintos tipos
de centrales de generación en el país, procederemos a la obtención del Costo
Nivelado de Energía (LCOE), explicado en el Capítulo III (sección 3.3).
donde:
: Costo de inversión en el año t [USD]
: Costo de combustible en el año t [USD]
: Costo de operación y mantenimiento en el año t [USD]
: Gastos administrativos en el año t [USD]
: Tasa de descuento
: Energía generada en el año t [MWh]
: Vida útil mas el tiempo de construcción [años]
: Costo Nivelado de Energía [USD/MWh]
UNIVERSIDAD DE CUENCA
70
Buñay, F.; Pérez, F.
Al ser éste un método que proporciona una medida del costo promedio anual
de producción de electricidad por unidad de energía producida, a lo largo de la
vida útil de la planta, descontado y expresado en valor presente, realizaremos
algunas consideraciones con la finalidad de encontrar un costo real de
producción de energía:
1. Si no se dispone del valor actualizado de la inversión total, se procederá
al cálculo del valor de la misma, incluido su financiamiento. Este valor,
ya sea, el calculado o el proporcionado directamente por una entidad
competente, se lo repartirá en cuotas iguales para los años de vida útil
de la central.
2. Los costos de operación y mantenimiento, producción y gastos
administrativos, tanto fijos como variables, corresponden a costos reales
incurridos en un periodo de un año por las centrales antes mencionadas,
al igual que su energía producida, por lo que los resultados obtenidos
serán valores muy cercanos a la realidad, disminuyendo
considerablemente el sesgo producido al estimar estos datos.
3. Los costos variables de producción para las centrales hidroeléctricas se
tomarán como 2.00 USD/MWh27.
4. De ser necesaria su utilización, la tasa de descuento será la asumida por
la SENPLADES para evaluar los proyectos de inversión presentados por
los estamentos del Gobierno y cuyo valor corresponde al 12%.
5. Los años de vida útil considerados para cada tipo de central, serán los
señalados en la Regulación No. CONELEC 003/11, Apartado 4, numeral
4.1, Capítulo I, que establece:
27 “Resolución No. CONELEC 013/08” – Disposición Transitoria Tercera. Disponible en Web:
<http://www.conelec.gob.ec/images/normativa/013-08%20MANDATO%2015%20COMPL%20%20No%20%201%20VIGENTE_4TA%20REFORMA%2006-MAY-10.pdf> [Consulta: 18 de Septiembre de 2012]
UNIVERSIDAD DE CUENCA
71
Buñay, F.; Pérez, F.
“A través de un proceso iterativo, el cual considera varios proyectos de
generación con diferentes condiciones de los aspectos señalados
anteriormente, se establecerá un plazo en años dentro del cual el valor
actual neto de los flujos financieros de los diferentes proyectos
analizados permite la recuperación de la inversión, de acuerdo al detalle
que se presenta en el ANEXO I de esta Regulación; dicho plazo será el
que debe aplicarse al Título Habilitante para un determinado tipo de
tecnología en cierto rango de potencia.
Los plazos obtenidos a través de esta metodología para cada tipo de
proyecto se detallan a continuación:” (Tabla 4.1.)
Tabla 4.1. PLAZOS A SER CONSIDERADOS EN LOS TÍTULOS HABILITANTES POR TIPO DE CENTRAL Y RANGO DE POTENCIA
PLAZOS A SER CONSIDERADOS EN LOS TITULOS HABILITANTES
TECNOLOGÍA
PLAZO PARA LOS PROYECTOS DE
GENERACIÓN DELEGADOS A LA INICIATIVA PRIVADA
PLAZO PARA LAS ENERGÍAS
RENOVABLES NO CONVENCIONALES
PLAZO PARA LOS AUTOGENERADORES
Tipo de central y rango de potencia
Años
Vapor 30 - 30
MCI < 514 rpm 20 - 20
MCI 514 - 900 rpm 15 - 15
MCI > 900 rpm 7 - 7
Gas industrial 20 - 20
Gas jet 7 - 7
Eólicas 25 25 25
Fotovoltaicas 20 20 20
Biomasa - Biogas 15 15 15
Geotérmicas 30 30 30
Hidro 0 - 0,5 MW - 20 20
Hidro 0,5 - 5 MW 20 - 30 30 30
Hidro 5 - 10 MW 23 - 40 40 40
Hidro 10 - 50 MW 28 - 40 40 40
Hidro > 50 MW 32 - 50 - 50
Fuente: “Regulación No. CONELEC 003/11”, ANEXO II; CONELEC; Abril, 2011. Disponible en Web: <http://www.conelec.gob.ec/normativa/CONELEC%20plazos.pdf>. [Consulta: 16 de Agosto de 2012]
UNIVERSIDAD DE CUENCA
72
Buñay, F.; Pérez, F.
Por lo tanto, una vez dividida la inversión y costo de financiamiento total, en
cuotas iguales para los correspondientes años de vida útil antes indicados,
procederemos a aplicar, para el cálculo de los costos de producción de energía
eléctrica, una fórmula simplificada del Costo Nivelado de la Energía (LCOE):
donde:
: Cuota anual de inversión, incluido el financiamiento [USD] (cuota
equitativa para todos los años)
: Costo de combustible en el año t [USD]
: Costo de operación y mantenimiento en el año t [USD]
: Gastos administrativos en el año t [USD]
: Tasa de descuento
: Energía generada en el año t [MWh]
: Costo Nivelado de Energía para el año t [USD/MWh]
Para el cálculo de las aportaciones anuales iguales, correspondientes a la
inversión y costo de financiamiento total, descontada y expresada en valor
presente, aplicaremos la fórmula siguiente:
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Buñay, F.; Pérez, F.
donde:
: Cuota anual de inversión [USD]
: Costo de inversión en el año t [USD]
: Vida útil más el tiempo de construcción [años]
Los datos de los costos empleados para los cálculos fueron proporcionados, de
manera no oficial, por CELEC EP, encargada del manejo de las centrales
eléctricas descritas en el siguiente punto.
4.2. Descripción de las Centrales de Generación Eléctrica consideradas
para el cálculo de los Costos de Producción de Energía
CELEC EP (Corporación Eléctrica del Ecuador - Empresa Pública), empresa
encargada de la provisión del servicio eléctrico en el país, bajo principios de
obligatoriedad, generalidad, uniformidad, responsabilidad, universalidad,
accesibilidad, regularidad, continuidad y calidad, tiene a su cargo varias
centrales de generación eléctrica y una unidad de transmisión de energía, para
cuya administración se han agrupado en Unidades de Negocio, que a su vez
tienen bajo su responsabilidad la construcción de varios nuevos proyectos de
generación.
La corporación nace, mediante escritura pública suscrita el 13 de enero de
2009, con la fusión de las empresas de generación: Electroguayas S.A,
Hidroagoyán S.A, Hidropaute S.A, Termoesmeraldas S.A, Termopichincha S.A
y una de transmisión, Transelectric S.A, constituyéndose la CORPORACIÓN
ELECTRICA DEL ECUADOR, CELEC S.A, y de acuerdo a su Estatuto Social,
subroga derechos y obligaciones a las empresas fusionadas, pasando a
denominarse Unidad de Negocio. El 14 de enero de 2010, mediante Decreto
Ejecutivo N° 220, se constituye la EMPRESA PÚBLICA ESTRATÉGICA
CORPORACIÓN ELÉCTRICA DEL ECUADOR, CELEC EP, cuya entidad
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Buñay, F.; Pérez, F.
resulta de la fusión de las sociedades anónimas CELEC S.A e Hidronación
S.A.28
En la Tabla 4.2 y Tabla 4.3. se describen todas las Unidades de Negocios
pertenecientes a la CELEC EP, al igual que las centrales y unidades de
generación que las conforman, respectivamente.
En los puntos siguientes se describirán, más a fondo, a aquellas centrales de
las que CELEC EP dispuso su información, tanto de costos fijos como
variables.
4.2.1. UNIDAD DE NEGOCIO HIDROPAUTE
La compañía de generación Hidroeléctrica Hidropaute S.A. nació en enero de
1999. Durante más de 9 años funcionó como sociedad anónima, hasta que el
13 de enero del 2009, pasó a formar parte de la Corporación Eléctrica del
Ecuador, CELEC S.A., y luego CELEC EP, como unidad de negocio.
La Unidad de Negocio Hidropaute es la encargada del Proyecto Paute Integral,
el cual está conformado por las centrales hidroeléctricas Mazar, Molino, y de
los proyectos en construcción Sopladora y Cardenillo. Es un proyecto en
cascada que aprovechara el caudal de la cuenca del río Paute y están
ubicados entre las provincias Cañar, Azuay y Morona Santiago.
Central Hidroeléctrica Mazar
El Proyecto Hidroeléctrico Mazar fue concebido en el Plan Nacional de
Electrificación como una etapa del desarrollo del Proyecto Paute Integral, para
asegurar la vida útil del embalse de Amaluza y un mejor aprovechamiento de la
operación de la Central Molino. Entró en funcionamiento en julio de 2010
después de 40 años de su planificación.
28 “Reseña Histórica y Constitución”; CELEC EP. Disponible en Web:
<http://www.celec.com.ec/index.php?option=com_content&view=article&id=77&Itemid=188&lang=es#page> [Consulta: 18 de Septiembre de 2012]
UNIVERSIDAD DE CUENCA
75
Buñay, F.; Pérez, F.
Tabla 4.2. CENTRALES Y UNIDADES TERMOELÉCTRICAS DE LA CELEC EP
UNIDAD DE NEGOCIO CENTRAL UNIDAD No.TIPO DE
MÁQUINAFABRICANTE
POTENCIA
TOTAL [MW]TIPO COMBUSTIBLE ESTADO OPERATIVO
1 MCI Mitsubishi M.A.N. Serie D1541/51/49/48/47/46/45. 400 r.p.m. 7314 HP FUEL OIL #6 OPEREATIVA
2 MCI Mitsubishi M.A.N. Serie D1541/51/49/48/47/46/45. 400 r.p.m. 7314 HP FUEL OIL #6 Fuera servicio desde 2006-11-02
3 MCI Mitsubishi M.A.N. Serie D1541/51/49/48/47/46/45. 400 r.p.m. 7314 HP FUEL OIL #6 OPEREATIVA
4 MCI Mitsubishi M.A.N. Serie D1541/51/49/48/47/46/45. 400 r.p.m. 7314 HP FUEL OIL #6 OPERATIVA
5 MCI Mitsubishi M.A.N. Serie D1541/51/49/48/47/46/45. 400 r.p.m. 7314 HP FUEL OIL #6 Fuera de servicio desde 2007-01-30
6 MCI Mitsubishi M.A.N. Serie D1541/51/49/48/47/46/45. 400 r.p.m. 7314 HP FUEL OIL #6 Fuera de servicio desde 2009-10-16
7 MCI Stork - Wärtsilä Diesel. Modelo 8SW28. Serie 80295. 1920kW - 2572.8 HP. 900r.p.m. FUEL OIL #6 OPEREATIVA
QUEVEDO 60 motores MCI 60 Hyundai Heavy Industries. Motor modelo 9H21 / 32S. 900 r.p.m. 15 MÓDULOS 100,00 FUEL OIL #6 OPEREATIVA
SACHA 12 motores MCI 12 Hyundai Heavy Industries. Modelo 9H21 / 32X28. 900 r.p.m. 3 MÓDULOS 20,00 FUEL OIL #6 OPEREATIVA
SECOYA 4 motores MCI 4 General Motors. Modelo 29645E4. 2500kW-3600 HP. 900r.p.m. 10,00 DIESEL OPEREATIVA
1 TG Turbina AEG KANIS (Licencia GE). Serie 245 121 / 245 123 /245 125. 17 MW. 5100 r.p.m. DIESEL OPERATIVA
2 TG Turbina AEG KANIS (Licencia GE). Serie 245 121 / 245 123 /245 125. 17 MW. 5100 r.p.m. DIESEL OPERATIVA
3 TG Turbina AEG KANIS (Licencia GE). Serie 245 121 / 245 123 /245 125. 17 MW. 5100 r.p.m. DIESEL Fuera de servicio desde 2007-05-08
TRINITARIA TV4 TV A VAPOR, CALDERO BABCOCK & WILCOX Y TURBINA ABB, CON RECALENTAMIENTO 133,00 FUEL OIL # 4 OPEREATIVA
ENRIQUE GARCIA TG5 TG TURBINA A GAS WESTING HOUSE 102,00 DIESEL OPEREATIVA
TV2 TV A VAPOR, CALDERO Y TURBINA MITSUBISHI, SIN RECALENTAMIENTO 73,00 FUEL OIL # 4 OPEREATIVA
TV3 TV A VAPOR, CALDERO Y TURBINA MITSUBISHI, SIN RECALENTAMIENTO 73,00 FUEL OIL # 4 OPEREATIVA
TG4 TG TURBINA A GAS PRATT AND WHITNEY 20,00 DIESEL OPEREATIVA
SANTA ELENA 53 motores MCI 53 Hyundai Heavy Industries. Modelo 9H21 / 32X28. 900 r.p.m. 13 MÓDULOS 90,00 FUEL OIL # 4 OPEREATIVA
TA TG TURBINA G.E. T6FA16 MODELO 6101FA 5235 RPM ISO 69 MW 65,00 GAS OPEREATIVA
TB TG TURBINA G.E. T6FA16 MODELO 6101FA 5235 RPM ISO 69 MW 65,00 GAS OPEREATIVA
TG01 TG TURBINA A GAS GENERAL ELECTRIC TM 2500 22.8 MW 20,00 DIESEL/GN* Fuera de servicio desde 2011-04-28
TG02 TG TURBINA A GAS GENERAL ELECTRIC TM 2500 22.8 MW 20,00 DIESEL/GN* OPEREATIVA
TG03 TG TURBINA A GAS GENERAL ELECTRIC TM 2500 22.8 MW 20,00 DIESEL/GN* OPEREATIVA
TG04 TG TURBINA A GAS GENERAL ELECTRIC TM 2500 22.8 MW 20,00 DIESEL/GN* OPEREATIVA
TG05 TG TURBINA A GAS GENERAL ELECTRIC TM 2500 22.8 MW 20,00 DIESEL/GN* OPEREATIVA
TG06 TG TURBINA A GAS GENERAL ELECTRIC TM 2500 22.8 MW 20,00 DIESEL/GN* OPEREATIVA
ESMERALDAS TV1 TV A VAPOR, CALDERO ANSALDO Y TURBINAFRANCO TOSI, CON RECALENTAMIENTO 132,00 FUEL OIL #6 Con restricción 10MW desde 2011-07-10
MANTA II 12 motores MCI 12 Hyundai Heavy Industries. Modelo 9H21 / 32X28. 900 r.p.m. 3 MÓDULOS 20,00 FUEL OIL #6 OPEREATIVA
11 MCI Mitsubishi M.A.N. Serie D154178/79. 400 r.p.m. 8450 HP FUEL OIL #6 OPEREATIVA
12 MCI Mitsubishi M.A.N. Serie D154178/79. 400 r.p.m. 8450 HP FUEL OIL #6 OPEREATIVA
14 MCI General Motors. Modelo 29645E4. 2500kW-3600 HP. 900r.p.m. DIESEL OPEREATIVA
16 MCI General Motors. Modelo 29645E4. 2500kW-3600 HP. 900r.p.m. DIESEL OPEREATIVA
18 MCI General Motors. Modelo 29645E4. 2500kW-3600 HP. 900r.p.m. DIESEL OPEREATIVA
22 MCI General Motors. Modelo 29645E4. 2500kW-3600 HP. 900r.p.m. DIESEL OPEREATIVA
1 TG Turbina General Electric. Serie TM2 5000. 22.8 MW. 20,00 DIESEL/GN* OPEREATIVA
1 MCI Mirrlees Blackstone. Serie 762503. 514 r.p.m. Modelo KV12 Mayor. 4100kW FUEL OIL #6 OPEREATIVA
3 MCI Mirrlees Blackstone. Serie 762801. 514 r.p.m. Modelo KV12 Mayor. 4100kW FUEL OIL #6 OPEREATIVA
51,00
10,00
18,00
32,00
213,00TOTAL TERMOPICHINCHA [MW]
TE
RM
OP
ICH
INC
HA
EL
EC
TR
OG
UA
YA
ST
ER
MO
GA
S M
AC
HA
LA
TOTAL ELECTROGUAYAS [MW]
TOTAL TERMOGAS MACHALA [MW]
TOTAL TERMOESMERALDAS [MW]
TE
RM
OE
SM
ER
AL
DA
S
491,00
GAS MACHALA
PASCUALES II
SANTA ROSA
GUANGOPOLO
MIRAFLORES
LA PROPICIA
GONZALO ZEVALLOS
250,00
200,00 Fuente: CELEC EP
UNIVERSIDAD DE CUENCA
76
Buñay, F.; Pérez, F.
Tabla 4.3. CENTRALES Y UNIDADES HIDROELÉCTRICAS DE LA CELEC EP
UNIDAD DE NEGOCIO CENTRAL UNIDAD No.TIPO DE
MÁQUINAFABRICANTE
POTENCIA
TOTAL [MW]ESTADO OPERATIVO
U1 FRANCIS Turbina Voith 80MW, Generador ALSTOM, Transformador SIMENS OPEREATIVA
U2 FRANCIS Turbina Voith 80MW, Generador ALSTOM, Transformador SIMENS OPEREATIVA
U1 PELTON Turbina VOITH 105 MW, Generador SIMENS, Transformador TRAFO UNION OPEREATIVA
U2 PELTON Turbina VOITH 105 MW, Generador SIMENS, Transformador TRAFO UNION OPERATIVA
U3 PELTON Turbina VOITH 105 MW, Generador SIMENS, Transformador TRAFO UNION OPEREATIVA
U4 PELTON Turbina VOITH 105 MW, Generador SIMENS, Transformador TRAFO UNION OPEREATIVA
U5 PELTON Turbina VOITH 105 MW, Generador SIMENS, Transformador TRAFO UNION OPEREATIVA
U6 PELTON Turbina VOITH 115 MW, Generador ANSALDO ABB, transformador ITAL TRAFO OPEREATIVA
U7 PELTON Turbina VOITH 115 MW, Generador ANSALDO ABB, transformador ITAL TRAFO OPEREATIVA
U8 PELTON Turbina VOITH 115 MW, Generador ANSALDO ABB, transformador ITAL TRAFO OPEREATIVA
U9 PELTON Turbina VOITH 115 MW, Generador ANSALDO ABB, transformador ITAL TRAFO OPEREATIVA
U10 PELTON Turbina VOITH 115 MW, Generador ANSALDO ABB, transformador ITAL TRAFO OPEREATIVA
U1 FRANCIS Turbina, Genrador y transformador MITSUBISHI 78 MW OPEREATIVA
U2 FRANCIS Turbina, Genrador y transformador MITSUBISHI 78 MW OPEREATIVA
U1 PELTON Turbina NEYRPIC 36.5 MW , Generador ALASTOM, Transformador FEDERAL PIONEER OPEREATIVA
U2 PELTON Turbina NEYRPIC 36.5 MW, Generador ALASTOM, Transformador FEDERAL PIONEER OPEREATIVA
U1 FRANCIS Turbina ANDRIX VATHEC 110 MW, Generador ALSTOM, Transformador WEG OPEREATIVA
U2 FRANCIS Turbina ANDRIX VATHEC 110 MW, Generador ALSTOM, Transformador WEG OPEREATIVA
U1 FRANCIS Generador VOITH 71 MW, Generador ANSALDO, Transformador ANSALDO COEMSA OPEREATIVA
U2 FRANCIS Generador VOITH 71 MW, Generador ANSALDO, Transformador ANSALDO COEMSA OPEREATIVA
U3 FRANCIS Generador VOITH 71 MW, Generador ANSALDO, Transformador ANSALDO COEMSA OPEREATIVA
1260,00
449,00
213,00
TOTAL HIDROPAUTE [MW]
HID
RO
PA
UT
E
TOTAL HIDROAGOYÁN [MW]
TOTAL HIDRONACIÓN [MW]
HIDRONACIÓN
HID
RO
AG
OY
AN
160,00
1100,00
AGOYÁN
PUCARÁ
SAN
FRANCISCO
MAZAR
MOLINO
MARCEL
LANIADO213,00
156,00
73,00
220,00
Fuente: CELEC EP
UNIVERSIDAD DE CUENCA
77
Buñay, F.; Pérez, F.
Pertenece al cantón Sevilla de Oro, ubicado al sur-este de la provincia de
Azuay, sobre los límites de las provincias de Azuay y Cañar. La central se
encuentra ubicada en el Km 105 de la vía Cuenca - Paute - Guarumales, entre
las altitudes de 2008 a 2400 msnm.29
El Proyecto Mazar consiste en el aprovechamiento del caudal del río Paute
aguas arriba del Proyecto Amaluza - Molino, en las proximidades de la
desembocadura del río Mazar.
La central mazar tiene una capacidad instalada de 170 MW, distribuidas en dos
unidades generadoras acopladas cada una de ellas a una turbina Francis de
eje vertical. Tiene una producción anual mayor a 800 GWh, los cuales ayudan
al país a ahorrar al año 195 millones de galones de diesel utilizados en
centrales termoeléctricas. Está constituido por una presa de enrocado con
pantalla de hormigón, un vertedero a cielo abierto y una casa de máquinas
subterránea.
La presa tiene una capacidad de 410 Hm3, donde 309 Hm3 corresponden al
volumen útil y el resto constituye el volumen muerto capaz de almacenar los
sedimentos durante 50 años. Tiene una altura de 166 m desde la cimentación,
y la longitud de su embalse alcanza, aproximadamente, 31 Km de largo.
Central Hidroeléctrica Molino
La central Molino está ubicada en la provincia del Azuay a 115 Km de Cuenca,
en la zona centro sur de Ecuador y consiste en el aprovechamiento del río
Paute.
Es la hidroeléctrica más grande del país con un aporte de 1075 MW de
potencia, representa el 33% de energía generada en el país, remplazando así a
400 millones de galones de Diesel usados en generación termoeléctrica.
29 “Análisis de la influencia del proyecto Hidroeléctrico Mazar en el desarrollo Económico de la parroquia Sevilla de Oro
perteneciente a la provincia del Azuay”; Reyes, A.; Noviembre, 2010. Disponible en Web: <http://dspace.ups.edu.ec/handle/123456789/587> [Consulta: 18 de Septiembre de 2012]
UNIVERSIDAD DE CUENCA
78
Buñay, F.; Pérez, F.
Entró en operación en el año de 1983. La fase A del proyecto constituía la
construcción de la represa Daniel Palacios o Amaluza para alojar 120 Hm3 de
volumen de agua. La fase B implicaba la construcción de la casa de máquinas
donde funcionaban 5 turbinas Pelton con una potencia de 500 MW, 6 Km
aguas abajo del embalse. En 1991 terminó la construcción de la fase C con la
instalación de 5 nuevas turbinas Pelton, generando finalmente 1075 MW.30
Su presa puede almacenar 120 Hm3 de agua. Tiene 170 m de altura y su
embalse tiene una longitud de 10 Km de largo. En la actualidad el volumen útil
de agua almacenada es de 50 Hm3 debido a la gran cantidad de sedimentos
que arrastra el rio Paute.31
4.2.2. UNIDAD DE NEGOCIO HIDRONACIÓN32
Hidronación S.A. fue constituida el 18 de mayo de 1998, con la finalidad de
operar la planta de generación hidroeléctrica que CEDEGÉ (Comisión de
Estudios para el Desarrollo de la Cuenca del Río Guayas) ha constituido en
base a los recursos hídricos que genera la Presa Daule-Peripa.
El proyecto multipropósito Jaime Roldos que envuelve el uso de la presa
Daule-Peripa y la central Marcel Laniado de Wind, tiene como objetivos, en
orden de prioridad: la protección de la cuenca baja del río Daule contra
inundaciones, proporcionar agua para riego y consumo para Manabí, Santa
Elena y Guayaquil, y la de generar energía eléctrica a través de la central
hidroeléctrica Marcel Laniado de Wind.
30 “La fase 3 de Paute Integral Arranca”; EL COMERCIO; Octubre, 2011; Disponible en Web:
<http://www.elcomercio.com/negocios/fase-Paute-Integral-arranca_0_573542752.html> [Consulta: 18 de Septiembre de 2012]. 31
“Rio Paute, el Corazón Hidroeléctrico del Ecuador”; EL TIEMPO; Noviembre, 2011; Disponible en Web: <http://www.eltiempo.com.ec/noticias-cuenca/82418> [Consulta: 18 de Septiembre de 2012]. 32
Datos obtenidos de “CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIOS HIDRONACION”; HIDRONACION; Disponible en Web: <http://www.hidronacion.org> [Consulta: 19 de Septiembre de 2012]
UNIVERSIDAD DE CUENCA
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Buñay, F.; Pérez, F.
Central Hidroeléctrica Marcel Laniado de Wind
La central está ubicada al pie de la presa Daule-Peripa, aguas abajo de la
confluencia de los ríos Peripa y Daule, a 190 Km al norte de la ciudad de
Guayaquil, con una potencia nominal instalada de 213 MW, distribuida de
manera uniforme en tres unidades generadoras cuyas turbinas son de tipo
Francis, siendo la generación anual de la central, aproximadamente, de 600
GWh. Del embalse total de la presa, de 6000 Hm3, el volumen de agua
destinada para la generación eléctrica es de 3800 Hm3.
Está dentro de un régimen hidrológico diferente al de las centrales de Mazar,
Molino, Agoyán y Pucará, permitiendo de esta manera tener una buena
disponibilidad de energía en la época de estiaje de la Sierra y Oriente del país.
4.2.3. UNIDAD DE NEGOCIO HIDROAGOYÁN33
Es una de las unidades de negocios de CELEC EP, ubicada en el cantón
Baños de Agua Santa de la provincia de Tungurahua. Inicialmente estuvo
encargada de la generación de la central Agoyán y luego al fusionarse con la
Compañía de Generación Hidroeléctrica Pisayambo - Hidropucará S.A. pasó a
administrar también la producción de la Central Pucará, siendo el Fondo de
Solidaridad su único dueño. Posteriormente pasa a ser una Unidad de Negocio
de CELEC S.A, y luego de CELEC EP. En la actualidad, también tiene a su
cargo a la Central San Francisco.
Central Hidroeléctrica Agoyán
La central Agoyán está ubicada en la provincia Tungurahua, a 108 Km al sur-
este de la ciudad de Quito y a 5 Km al este de la ciudad de Baños. Su
generación depende de la afluencia del río Pastaza, con sus principales
afluentes: los ríos, Chambo y Patate. Posee una presa de gravedad de
hormigón, de 43 m de altura, controlada por compuertas.
33 Datos obtenidos de “CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIOS HIDROAGOYAN”; HIDROAGOYAN; Disponible en Web:
<http://www.hidroagoyan.com> [Consulta: 19 de Septiembre de 2012]
UNIVERSIDAD DE CUENCA
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Buñay, F.; Pérez, F.
Tiene una potencia instalada de 156 MW dividida en dos unidades
generadoras, cada una de ellas acoplada a una turbina tipo Francis de eje
vertical de 78 MW de potencia. Su producción media anual es de 1080 GWh.
Central Hidroeléctrica Pucará
La central Pucará está ubicada en la Cordillera Oriental de los Andes,
aproximadamente a 35 Km de Píllaro, perteneciente a la provincia de
Tungurahua. Su embalse está ubicado en el parque Nacional Llangantes, y es
alimentado a partir de los afluentes de agua que se almacenan en la laguna
Pisayambo.
Al reservorio aportan los Ríos: El Roncador, El Milín y El Tambo. Las aguas de
los ríos Talatag, Quillopaccha y Agualongopungo son conducidas al embalse
mediante obras de captación.
La presa Pisayambo tiene un volumen total de almacenamiento de
100´706.000 m3 de agua, de los cuales 90´000´000 m3 son de volumen útil, y
presenta una altura de 41.20 m.
Alberga dos grupos de turbinas-generadores-transformadores de 40 MVA cada
uno. Las turbinas son de tipo Pelton de eje vertical con una potencia nominal
de 36,5 MW.
Central Hidroeléctrica San Francisco
La Central San Francisco está ubicada entre la cuenca media y baja del río
Pastaza, municipio de Baños de Agua Santa, Provincia de Tungurahua, en la
vía Baños - Puyo. Es un aprovechamiento en cascada del agua turbinada de la
Central Agoyán, que mediante un túnel de conducción de 11,2 km, es llevada a
una tubería de presión, ubicada en una caída vertical de 170 m, que deriva el
fluido a dos turbinas de 115 MW, cada una, con una potencia total instalada de
230 MW.
UNIVERSIDAD DE CUENCA
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Buñay, F.; Pérez, F.
4.2.4. UNIDAD DE NEGOCIO TERMOPICHINCHA34
Esta unidad de negocio se caracteriza por la administración de diferentes
centrales termoeléctricas ubicadas en distintos lugares del país, con una
potencia total instalada de 213 MW distribuidos en 5 centrales. Además tiene a
su cargo dos proyectos termoeléctricos de motores de combustión interna que
consumen fuel oil: Proyecto Termoeléctrico Jivino (45 MW), actualmente
terminado, y Proyecto Termoeléctrico Guangopolo II (48.7 MW).
Central Térmica Guangopolo
La central térmica Guangopolo está ubicada en el Valle de los Chillos,
perteneciente a la provincia de Pichincha. Su generación inicio en 1977 con
una potencia de 31.2 MW distribuidos en 6 unidades marca Mitsubishi MAN. En
agosto de 2006, se implementó a la central una séptima unidad de 1,8 MW
Marca Wartsila, obteniendo una potencia total de 33 MW, aunque tres de sus
motores están fuera de operación por fallas importantes.
Sus motores de combustión interna funcionan a base de residuo de petróleo
proveniente de la Refinería Shushufindi.
Central Térmica Santa Rosa
La Central Termoeléctrica Santa Rosa inició su operación en marzo de 1981,
está ubicada en el sector Cutuglahua de la ciudad de Quito. Cuenta con una
potencia instalada de 51 MW, distribuida en tres turbinas a gas que funcionan
como generadores mediante Diesel. Dos de sus turbinas operan como
compensadores síncronos para mejorar la calidad de energía.
Central Térmica Quevedo II
Central Térmica Quevedo II está ubicada en el Cantón Quevedo, Provincia de
Los Ríos, integrada por 60 unidades de generación, marca Hyundai 9H21/32,
34 Datos obtenidos de “CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIOS TERMOPICHINCHA”; TERMOPICHINCHA; Disponible en
Web: <http://www.termopichincha.com.ec> [Consulta: 19 de Septiembre de 2012]
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Buñay, F.; Pérez, F.
900 rpm, de 1.7 MW en condiciones ISO, cada una, proporcionando una
potencia total instalada de 102 MW. Sus motores consumen fuel oil.
Central Térmica Sacha
Instalada en el campo de perforación denominado Sacha Central perteneciente
a PETROPRODUCCIÓN, en el Cantón La Joya de los Sachas, Provincia de
Orellana, no pertenece al Sistema Nacional Interconectado (S.N.I). La central
consta de 12 unidades de generación, motores de combustión interna, marca
Hyundai 9H21/32, de 1,7 MW cada una, que utilizan como combustible Fuel
Oil, resultando una potencia total instalada de 20.4 MW.
Debido a que EP PETROECUADOR no cuenta con las instalaciones
adecuadas para evacuar toda la energía que la Central Sacha puede producir,
la generación se ha visto limitada, actualmente, a un valor de 6 MW, menos de
la tercera parte de su capacidad instalada.
Central Térmica Secoya
La Central Secoya no pertenece al S.N.I., está ubicada en el Campo Secoya
perteneciente a PETROPRODUCCIÓN. Consta de 4 motores General Motors,
de 2.5 MW cada uno, que consumen combustible Diesel, para una potencia
total instala de 10 MW, aunque actualmente su producción está limitada a
4MW.
4.2.5. UNIDAD DE NEGOCIO ELECTROGUAYAS35
La Unidad de Negocio Electroguayas está ubicada en la ciudad de Guayaquil; a
su cargo se encuentran 4 centrales de generación termoeléctrica distribuidas
de forma estratégica en la Ciudad de Guayaquil y la Península de Santa Elena,
tiene una capacidad instalada total de 491 MW, constituyéndose en la unidad
de negocio de mayor potencia termoeléctrica en el país. Además tiene a su
35 Datos obtenidos de “CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIOS ELECTROGUAYAS”; ELECTROGUAYAS; Disponible en
Web: <http://www.electroguayas.com.ec> [Consulta: 19 de Septiembre de 2012]
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Buñay, F.; Pérez, F.
cargo la nueva Central Santa Elena II (42 MW), con motores de combustión
interna que consumen combustible Fuel Oil.
Central Térmica Trinitaria
La Central Térmica Trinitaria está ubicada en la Isla Trinitaria, parroquia
Ximena, Estero EI Muerto, junto a Fertisa, perteneciente a la ciudad de
Guayaquil. Es una central a vapor con una potencia instalada de 133 MW y usa
como combustible Fuel Oil.
Central Térmica Gonzalo Zevallos
La Central Térmica Ing. Gonzalo Zevallos está ubicada en la parroquia Tarqui,
sector El Salitral, Km 7 ½ vía a la Costa, tiene una potencia instalada de 172
MW, formada por tres unidades térmicas de generación, dos de ellas son
turbinas a vapor, de 73 MW cada una, y una turbina a gas, de 26 MW.
Las turbinas a vapor consumen Fuel Oil, mientras que la de gas consume
Diesel.
Central Térmica Enrique García
La Central Dr. Enrique García está ubicada en la parroquia Pascuales, Km 16
½ de la vía Guayaquil-Daule; es una unidad a gas, con una potencia de 102
MW, que utiliza como combustible Diesel.
Central Térmica Santa Elena
Ubicada en el Km. 4 ½ vía Ancón, próximo a la subestación Transelectric, está
integrada por 53 unidades modulares de generación, Hyundai 9H21/32 de 1.7
MW, cada una, proporcionando una potencia total instalada de 90.1 MW.
Consumo Fuel Oil, despachado desde la Refinería La Libertad.
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Buñay, F.; Pérez, F.
4.2.6. UNIDAD DE NEGOCIO TERMOESMERALDAS36
Esta unidad de negocio se encuentra ubicada en la ciudad de Esmeraldas,
cuenta con un central a vapor, en operación, de 132.5 MW de potencia
instalada, y tres centrales con motores de combustión interna, con una potencia
total instalada de 68 MW. Además tiene a su cargo, dos proyectos
termoeléctricos, uno en etapa de construcción, Proyecto Termoeléctrico
Esmeraldas II (99 MW), y el Proyecto Termoeléctrico Jaramijo (149 MW), ya
terminado, ambos con Motores de Combustión Interna que consumen Fuel Oil.
Central Térmica Esmeraldas
La Central Termoeléctrica Esmeraldas es una central térmica a vapor, ubicada
en la provincia de Esmeraldas, parroquia Vuelta Larga, a orilla del río Teaone,
con una potencia nominal instalada de 132.5 MW. Utiliza como combustible
Fuel Oil y Diesel, suministrado mediante un oleoducto exclusivo por la Refinería
Esmeraldas.
Central Térmica La Propicia
La Central Térmica La Propicia está ubicada en el Km 7 ½ vía a Atacames, que
pertenece a la provincia de Esmeraldas.
Cuenta con una potencia instalada de 8 MW dividida en dos grupos o unidades,
cada una con 4 MW de potencia nominal. Los motores son de combustión
interna, marca Mirrless Blackstone, y consumen Diesel y Residuo de la
Refinería Esmeraldas. El 28 de Enero de 2011, con la finalidad de incrementar
su potencia, se instaló un grupo de generación de 2.5 MW, marca General
Motors, que consume Diesel de la Refinería Esmeraldas, resultando una
potencia instalada total de 10.5 MW.
36 Datos obtenidos de “CELEC EP UNIDAD DE NEGOCIOS TERMOESMERALDAS”; TERMOESMERALDAS;
Disponible en Web: <http://www.termoesmeraldas.net> [Consulta: 19 de Septiembre de 2012]
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Buñay, F.; Pérez, F.
Central Térmica Manta II
La Central Térmica Manta II, ubicada en la vía Manta-Rocafuerte, Provincia de
Manabí, cuenta con una potencia instalada de 20.4 MW, distribuida en 12
unidades generadoras, marca Hyundai 9H21/32, de 1.7 MW cada una. Los
motores son de combustión interna y utilizan como combustible Fuel Oil.
Central Térmica Miraflores
Está ubicada en la Ciudad de Manta, con una potencia total efectiva de 38 MW.
Consta de una turbina a gas de 22.8 MW, 4 motores de combustión interna,
General Motors, de 2.5 MW cada uno, que consumen combustible Diesel, y
dos, marca Mitsubishi M.A.N, de 6MW cada uno, que consume combustible
Fuel Oil.
4.3. Costos de Producción de Electricidad para diferentes Centrales
instaladas en el país.
Como se indicó en el Capítulo III, sección 3.3, además de la inversión y gastos
de financiamiento, los valores considerados para el cálculo de los costos de
producción de electricidad, son aquellos relacionados directamente con la
generación de energía, éstos son: costos de operación y mantenimiento, costos
de producción (fijos y variables) y gastos administrativos.
A continuación se describen estos costos para varias centrales enunciadas en
el apartado anterior (sección 4.2), dividas en dos grupos, centrales
hidroeléctricas y termoeléctricas, indicando a su vez la tecnología empleada en
cada central térmica, esto es: motores de combustión interna, turbinas a vapor
y turbinas a gas. En el ANEXO I y
ANEXO II se desglosan cada uno de los rubros que corresponden a los costos
de producción, operación, mantenimiento y gastos administrativos de las
centrales consideradas.
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Buñay, F.; Pérez, F.
Al disponer de los gastos administrativos en los que incurre la Unidad de
Negocio en general, y no especificar el valor de estos gastos para cada central
correspondiente a esa Unidad de Negocio, se ha dividido este rubro de una
manera ponderada, según la potencia instalada en cada central, con respecto a
la potencia total de la Unidad de Negocio, esto es:
donde:
: Gastos administrativos totales de la Unidad de Negocio [USD]
: Potencia instalada de la central , correspondiente a la Unidad de
Negocio [MW]
: Potencia total de las centrales consideradas en los gastos
administrativos de la unidad de negocio correspondiente [MW]
: Factor de ponderación para la central
: Gastos administrativos de la central [USD]
Aplicando la fórmula indicada, se calcularán los gastos de administración para
las unidades de las centrales tratadas, correspondientes a cada Unidad de
Negocio.
4.3.1. Costos de Producción de Centrales Hidroeléctricas
COSTOS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA HIDROPAUTE
CENTRAL MOLINO (1075 MW)
CENTRAL MAZAR (170 MW)
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Buñay, F.; Pérez, F.
GASTOS DE ADMINISTRACIÓN HIDROPAUTE
Tabla 4.4. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN DE HIDROPAUTE
Gastos de Administración HIDROPAUTE
DESCRIPCIÓN VALOR [USD] HP [USD]
TOTAL 4.954.422 4.954.422
Fuente: Datos No Oficiales proporcionados CELEC EP
Tabla 4.5. CÁLCULO DE GASTOS DE ADMINISTRACIÓN POR CENTRAL DE HIDROPAUTE
CÁLCULO GASTOS ADMINISTRATIVOS
Central Potencia Instalada
[MW] Factor de
Ponderación Gastos Administrativos
[USD]
Molino 1075 1075/1245 4.277.915
Mazar 170 170/1245 676.507
Fuente: AUTOR
COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN HIDROPAUTE
Tabla 4.6. COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN DE HIDROPAUTE
COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN - HIDROPAUTE
Central Costos de
Producción [USD]
Costos de Operación
[USD]
Costos de Mantenimiento
[USD]
Gastos de Administración
[USD]
Total [USD]
Molino 3.513.226 38.094.861 2.391.951 4.277.915 48.277.953
Mazar 417.894 263.118 301.427 676.507 1.658.946
Fuente: Datos No Oficiales proporcionados CELEC EP
COSTOS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA HIDROAGOYÁN
CENTRAL AGOYÁN (156 MW)
CENTRAL PUCARÁ (70 MW)
GASTOS DE ADMINISTRACIÓN HIDROAGOYÁN
Tabla 4.7. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN DE HIDROAGOYÁN
Gastos de Administración HIDROAGOYÁN
DESCRIPCIÓN VALOR [USD] HA [USD]
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Buñay, F.; Pérez, F.
TOTAL 1.898.989 1.898.989
Fuente: Datos No Oficiales proporcionados CELEC EP
Tabla 4.8. CÁLCULO DE GASTOS DE ADMINISTRACIÓN POR CENTRAL DE HIDROAGOYÁN
CÁLCULO GASTOS DE ADMINISTRACIÓN
Central Potencia Instalada
[MW] Factor de
Ponderación Gastos Administrativos
[USD]
Agoyán 156 156/226 1.310.807
Pucará 70 70/226 588.182
Fuente: AUTOR
COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN HIDROAGOYÁN
Tabla 4.9. COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN DE HIDROAGOYÁN
Fuente: Datos No Oficiales proporcionados CELEC EP
COSTOS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA HIDRONACIÓN
CENTRAL MARCEL LANIADO DE WIND (213 MW)
GASTOS DE ADMINISTRACIÓN HIDRONACIÓN
Tabla 4.10. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN DE HIDROPAUTE
Gastos de Administración HIDRONACIÓN DESCRIPCIÓN VALOR [USD] HN [USD]
TOTAL 1.243.891 1.243.891
Fuente: Datos No Oficiales proporcionados por CELEC EP
COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN HIDRONACIÓN
Tabla 4.11. COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN DE HIDRONACIÓN
COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN - HIDRONACIÓN
Central Costos de
Producción [USD]
Costos de Operación
[USD]
Costos de Mantenimiento
[USD]
Gastos de Administración
[USD]
Total [USD]
Marcel Laniado
17.550.349 243.881 1.450.962 1.243.891 20.489.084
COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN - HIDROAGOYÁN
Central Costos de
Producción [USD]
Costos de Operación
[USD]
Costos de Mantenimiento
[USD]
Gastos de Administración
[USD]
Total [USD]
Agoyán 5.962.494 3.394.094 664.443 1.310.807 11.331.837
Pucará 4.695.599 1.016.614 247.792 588.182 6.548.187
UNIVERSIDAD DE CUENCA
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Buñay, F.; Pérez, F.
Fuente: Datos No Oficiales proporcionados por CELEC EP
4.3.2. Costos de Producción de Centrales Termoeléctricas
COSTOS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA TERMOPICHINCHA
CENTRAL GUANGOPOLO (33 MW - MCI37)
CENTRAL SANTA ROSA (51 MW – TURBINAS A GAS)
CENTRAL LA PROPICIA (10.5 MW - MCI)
CENTRAL QUEVEDO II (100 MW - MCI)
Para el año 2010, la Central Termoeléctrica La Propicia pertenecía aún a la
Unidad de Negocio Termopichincha, por lo que los gastos administrativos
suministrados incluyen a esta central.
GASTOS DE ADMINISTRACIÓN TERMOPICHINCHA
Tabla 4.12. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN DE TERMOPICHINCHA
Gastos de Administración TERMOPICHINCHA* DESCRIPCIÓN VALOR [USD] TP [USD]
TOTAL 3.410.141 3.410.141
*No incluye gastos de administración para la Central Térmica Quevedo II, debido a que empezó su operación a partir del año 2011
Fuente: Datos No Oficiales proporcionados por CELEC EP
Tabla 4.13. CÁLCULO DE GASTOS DE ADMINISTRACIÓN POR CENTRAL DE TERMOPICHINCHA
GASTOS DE ADMINISTRACIÓN
Central Potencia Instalada
[MW] Factor de
Ponderación Gastos Administrativos
[USD]
Guangopolo 33 33/108.5 1.037.186
Sta. Rosa 51 51/108.5 1.602.923
La Propicia 10,5 10.5/108.5 330.014
Secoya 14 10.5/108.5 440.018
Quevedo II 100 3.468.921
Fuente: AUTOR
37 MCI: Motor de Combustión Interna
UNIVERSIDAD DE CUENCA
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Buñay, F.; Pérez, F.
COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN TERMOPICHINCA
Tabla 4.14. COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN DE TERMOPICHINCHA
COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN - TERMOPICHINCHA
Central Costos de Operación,
Producción y Mantenimiento [USD]
Gastos de Administración [USD]
Total [USD]
Guangopolo 23.525.429 1.037.186 24.562.614
Santa Rosa 7.946.403 1.602.923 9.549.326
Quevedo II 16.594.925 3.468.921 20.063.846
Fuente: Datos No Oficiales proporcionados por CELEC EP
COSTOS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA ELECTROGUAYAS
CENTRAL GONZALO ZEVALLOS (146 MW -VAPOR, 26 MW-GAS)
CENTRAL TRINITARIA (133 MW – TURBINA A VAPOR)
CENTRAL ENRIQUE GARCÍA (102 MW – TURBINA A GAS)
Para el año 2010, los gastos administrativos de la Unidad de Negocio
Electroguayas, no incluye a la Central Térmica Santa Elena I, ya que al ser una
central arrendada, su pago de arriendo incluye esos rubros.
GASTOS DE ADMINISTRACIÓN ELECTROGUAYAS
Tabla 4.15. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN DE ELECTROGUAYAS
Gastos de Administración ELECTROGUAYAS
DESCRIPCIÓN VALOR [USD] EG [USD]
TOTAL 24.906.462 24.906.462
Fuente: Datos No Oficiales proporcionados por CELEC EP
Tabla 4.16. CÁLCULO DE GASTOS DE ADMINISTRACIÓN POR CENTRAL DE ELECTROGUAYAS
GASTOS ADMINISTRATIVOS
Central Potencia Instalada
[MW] Factor de
Ponderación VALOR [USD]
Gonzalo Zevallos 172 172/407 10.525.581
Trinitaria 133 133/407 8.138.967
UNIVERSIDAD DE CUENCA
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Buñay, F.; Pérez, F.
Enrique García 102 102/407 6.241.914
Fuente: AUTOR
COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN ELECTROGUAYAS
Tabla 4.17. COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN DE ELECTROGUAYAS
COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN - ELECTROGUAYAS
Central Costos de Operación,
Producción y Mantenimiento [USD]
Gastos de Administración
[USD]
Total [USD]
Gonzalo Zevallos 41.765.097 10.525.581 52.290.679
Trinitaria 31.605.016 8.138.967 39.743.983
Enrique García 63.971.029 6.241.914 70.212.943
Fuente: Datos No Oficiales proporcionados por CELEC EP
COSTOS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
TERMOESMERALDAS
CENTRAL ESMERALDAS (132.5 MW – TURBINA A VAPOR)
GASTOS DE ADMINISTRACIÓN TERMOESMERALDAS
Tabla 4.18. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN DE TERMOESMERALDAS
Gastos de Administración TERMOESMERALDAS*
DESCRIPCIÓN VALOR [USD] TE [USD]
TOTAL 4.082.408 4.082.408
*No incluye los gastos administrativos de la Central La Propicia, debido a que para el año 2010 esta central aún pertenecía a la Unidad de Negocio Termopichincha.
Fuente: Datos No Oficiales proporcionados por CELEC EP
COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN TERMOESMERALDAS
Tabla 4.19. COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN DE TERMOESMERALDAS
COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN - TERMOESMERALDAS
Central Costos de Operación,
Producción y Mantenimiento [USD]
Gastos de Administración
[USD] Total [USD]
Esmeraldas 18.645.236 4.082.408 22.727.644
La Propicia* 2.401.200 330.014 2.731.214
*Los gastos administrativos son los obtenidos en la Tabla 4.13.
Fuente: Datos No Oficiales proporcionados por CELEC EP
UNIVERSIDAD DE CUENCA
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Buñay, F.; Pérez, F.
Los costos variables de producción para las centrales térmicas indicadas
anteriormente, se obtuvieron de las publicaciones mensuales de los costos
variables de producción declarados por cada central a la CENACE, a finales del
mes anterior al indicado en la publicación (ANEXO III).
Al no disponerse de la energía mensual producida por cada central, se
procedió a calcular un promedio anual para estos costos por central, que se
indican en la Tabla 4.20.
4.4. Cálculo de los Costos de Producción de Energía Eléctrica
CELEC EP dispuso de información sobre las inversiones para una central por
cada tipo de tecnología. De los valores suministrados para las inversiones de
las centrales: Mazar (hidroeléctrica), Trinitaria (térmica a vapor), Enrique García
(térmica a gas) y Quevedo II (motor de combustión interna), a excepción de la
primera, no se tiene información de si se pagaron con crédito; por lo que se
supondrá, para las centrales restantes, la misma tasa de interés que para el
proyecto Mazar: tasa fija anual del 8%, amortizada a 20 años; y que el crédito
cubrirá el 70% del total de la inversión, de modo que, variaciones en la tasa de
interés de los distintos proyectos, no influyan en este cálculo, pues el problema
podría caer, en la selección de una tasa de interés y modo de pago, que en la
elección misma del tipo de tecnología.
A continuación se indican las inversiones realizadas en cada una de las
centrales nombradas38:
Central Mazar: 626’782.299,00 (incluye financiamiento)
Central Trinitaria: 132’000.000,00
Central Enrique García: 64’000.000,00
Central Quevedo II: 119’000.000,00
38 Datos No Oficiales proporcionados por CELEC EP
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Buñay, F.; Pérez, F.
UNIVERSIDAD DE CUENCA
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Buñay, F.; Pérez, F.
Tabla 4.20. COSTOS VARIABLES PROMEDIO DE PRODUCCIÓN
Rendimiento Lubricantes, Agua Mantenimientos Control Servicios TOTAL EFECTIVA
kWh/galón Quimicos y Otros Potable RPTM, OIM, MOAM Ambiental Auxiliares (US$/MWh) (MW)
ENRIQUE GARCIA DG 11,31 72,58 0,00 0,08 0,05 3,88 0,00 0,38 76,96 96,00
G. ZEVALLOS BV 13,58 36,06 3,91 0,22 0,10 5,31 0,00 2,40 48,00 144,00
G. ZEVALLOS GAS DG 9,47 86,72 1,99 0,68 0,00 10,15 0,00 0,34 99,87 20,00
TRINITARIA BV 16,12 30,38 3,30 0,09 0,00 5,93 0,00 2,56 42,26 133,00
ESMERALDAS BV 15,78 24,70 0,00 0,51 0,13 2,86 0,26 2,14 30,60 132,50
LA PROPICIA D 12,51 48,70 0,79 8,87 0,00 13,74 0,17 1,61 73,88 9,60
GUANGOPOLO BD 16,40 24,72 5,16 11,70 0,00 10,94 0,45 1,43 54,40 32,60
QUEVEDO II FOIL 16,76 28,53 3,88 0,19 0,00 6,29 0,01 1,05 39,95 100,00
SANTA ROSA DG 9,27 82,22 7,99 0,09 0,00 8,50 0,03 2,04 100,86 49,80
TERMOESMERALDAS
TERMOPICHINCHA
ELECTROGUAYAS
COSTO VARIABLE UNITARIO PROMEDIO 2010 (USD$/MWh)
UNIDAD DE NEGOCIO CENTRAL TIPO Combustible Transporte
Fuente: AUTOR. Datos calculados en base a: “Publicaciones-Mercado Eléctrico Mayorista-Costos Variables de Producción”; CENACE. Disponible en Web: <http://www.cenace.org.ec/index.php?option=com_phocadownload&view=category&id=2:phocatmem&Itemid=50> [Consulta: 19 de Septiembre de 2012]
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Buñay, F.; Pérez, F.
Para el cálculo del costo total de la inversión para las tres últimas centrales, se
considerará el Sistema de Amortización Francés o Amortización Progresiva,
que es ampliamente aplicado en créditos a mediano y largo plazo.
Para cada una de las centrales señaladas, se procederá con el cálculo del
costo de producción de energía siguiendo el proceso indicado en la sección
4.1, considerando que los costos de inversión suponen un financiamiento del
70% del capital total requerido.
Para los costos de producción, operación y mantenimiento, gastos
administrativos y costos de inversión se obtuvieron costos nivelados, que
resultan de la relación de estos gastos anuales y la energía anual producida,
obtenidos de la fórmula del LCOE:
donde:
: Costo anual nivelado de inversión [USD/MWh]
: Costo anual nivelado de combustible [USD/MWh]
: Costo anual nivelado de operación y mantenimiento [USD/MWh]
: Gasto anual nivelado administrativo
: Cuota anual de inversión, incluido el financiamiento [USD] (cuota
equitativa para todos los años)
: Costo de combustible en el año t [USD]
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Buñay, F.; Pérez, F.
: Costo de operación y mantenimiento en el año t [USD]
: Gastos administrativos en el año t [USD]
: Energía generada en el año t [MWh]
: Costo Nivelado de Energía para el año t [USD/MWh]
4.4.1. Cálculo del costo anual de inversión
Sistema de Amortización Francés
Como se indicó anteriormente, para el cálculo del costo total de inversión de las
centrales Trinitaria, Enrique García y Quevedo II, de las cuales no se conoce si
se pagaron con crédito, se utilizará la misma tasa de interés que para el
proyecto Mazar: tasa fija anual del 8%, amortizada a 20 años; y que el crédito
cubrirá el 70% del total de la inversión.
Para este cálculo consideraremos el Sistema de amortización Francés, en el
cual, “el deudor se compromete a cancelar una cantidad constante (anualidad o
dividendo), al finalizar o comenzar cada período de tiempo convenido. La
cantidad cancelada se desglosará en dos partes, la primera para la liquidación
de intereses y la segunda para la amortización de una parte del capital tomado
en préstamo. En consecuencia, al ser las anualidades constantes, al comenzar
la amortización del capital comenzará a disminuir la parte destinada al pago de
intereses, aumentando la parte destinada a la amortización del capital en cada
período, por cuyo motivo, a este método también se le conoce con el nombre
de Sistema de Amortización Progresiva39”.
La fórmula empleada para calcular el valor de la anualidad constante es la
siguiente:
39 Disponible en Web: < http://html.rincondelvago.com/amortizacion.html>. [Consulta: 19 de Septiembre de 2012]
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Buñay, F.; Pérez, F.
donde:
: valor de la anualidad constante [USD]
: monto total del crédito [USD]
: interés anual fijo del crédito
: periodo de tiempo del crédito [años]
: periodo de tiempo convenido para cancelar la anualidad o dividendo
[meses]
: número de periodos de amortización
El interés correspondiente a un periodo de amortización x, pagado en cada
anualidad, será el calculado para el saldo pendiente de amortización, esto es:
donde:
: valor de la anualidad constante [USD]
: interés anual fijo del crédito
: periodo de tiempo del crédito [años]
: periodo de tiempo convenido para cancelar la anualidad o dividendo
[meses]
: número de periodos de amortización
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Buñay, F.; Pérez, F.
: periodo de amortización considerado
: interés correspondiente al periodo de amortización x
El capital amortizado en un periodo de amortización x, es el resultado de la
diferencia de la anualidad y el interés cancelado en esa cuota.
donde:
: valor de la anualidad constante [USD]
: interés anual fijo del crédito
: periodo de tiempo del crédito [años]
: periodo de tiempo convenido para cancelar la anualidad o dividendo
[meses]
: número de periodos de amortización
: periodo de amortización considerado
: interés correspondiente al periodo de amortización x
: capital amortizado en el periodo de amortización x
Cálculo del costo total de la Inversión
Con las fórmulas expuestas en el punto anterior se procedió al cálculo del costo
total de la inversión (incluido su financiamiento) para las centrales: Trinitaria
(Tabla 4.21), Enrique García (Tabla 4.22) y Quevedo II (Tabla 4.23).
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Buñay, F.; Pérez, F.
Tabla 4.21. CÁLCULO DE INVERSIÓN TOTAL - CENTRAL TRINITARIA
INVERSIÓN CENTRAL TRINITARIA MONTO INVERSIÓN: 132.000.000,00 USD
PORCENTAJE DE CRÉDITO: 70 %
MONTO DEL CRÉDITO: 92.400.000,00 USD
TASA DE INTERÉS: 8,00 %
PLAZO: 20 años
GRACIA: 0 años
PERIODO DE AMORTIZACION: 12 meses
NÚMERO DE PERIODOS: 20 para amortizar capital
No. SALDO INTERÉS PRINCIPAL DIVIDENDO
0 92.400.000
1 90.380.856 7.392.000 2.019.144 9.411.144
2 88.200.180 7.230.468 2.180.676 9.411.144
3 85.845.051 7.056.014 2.355.130 9.411.144
4 83.301.511 6.867.604 2.543.540 9.411.144
5 80.554.487 6.664.121 2.747.023 9.411.144
6 77.587.702 6.444.359 2.966.785 9.411.144
7 74.383.574 6.207.016 3.204.128 9.411.144
8 70.923.116 5.950.686 3.460.458 9.411.144
9 67.185.821 5.673.849 3.737.295 9.411.144
10 63.149.543 5.374.866 4.036.278 9.411.144
11 58.790.362 5.051.963 4.359.181 9.411.144
12 54.082.447 4.703.229 4.707.915 9.411.144
13 48.997.899 4.326.596 5.084.548 9.411.144
14 43.506.587 3.919.832 5.491.312 9.411.144
15 37.575.969 3.480.527 5.930.617 9.411.144
16 31.170.903 3.006.078 6.405.067 9.411.144
17 24.253.431 2.493.672 6.917.472 9.411.144
18 16.782.561 1.940.274 7.470.870 9.411.144
19 8.714.022 1.342.605 8.068.539 9.411.144
20 0 697.122 8.714.022 9.411.144
TOTAL PAGO CRÉDITO 188.222.882
CAPITAL PROPIO 39.600.000
TOTAL INVERSIÓN 227.822.882
Fuente: AUTOR
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Tabla 4.22. CÁLCULO DE INVERSIÓN TOTAL - CENTRAL ENRIQUE GARCÍA
INVERSIÓN CENTRAL ENRIQUE GARCÍA
MONTO INVERSIÓN: 64.000.000,00 USD
PORCENTAJE DE CRÉDITO: 70 %
MONTO DEL CRÉDITO: 44.800.000,00 USD
TASA DE INTERÉS: 8,00 %
PLAZO: 20 años
GRACIA: 0 años
PERIODO DE AMORTIZACION: 12 meses
NÚMERO DE PERIODOS: 20 para amortizar capital
No. SALDO INTERÉS PRINCIPAL DIVIDENDO
0 44.800.000
1 43.821.021 3.584.000 978.979 4.562.979
2 42.763.724 3.505.682 1.057.297 4.562.979
3 41.621.843 3.421.098 1.141.881 4.562.979
4 40.388.611 3.329.747 1.233.232 4.562.979
5 39.056.721 3.231.089 1.331.890 4.562.979
6 37.618.280 3.124.538 1.438.441 4.562.979
7 36.064.763 3.009.462 1.553.517 4.562.979
8 34.386.965 2.885.181 1.677.798 4.562.979
9 32.574.944 2.750.957 1.812.022 4.562.979
10 30.617.960 2.605.995 1.956.983 4.562.979
11 28.504.418 2.449.437 2.113.542 4.562.979
12 26.221.793 2.280.353 2.282.626 4.562.979
13 23.756.557 2.097.743 2.465.236 4.562.979
14 21.094.103 1.900.525 2.662.454 4.562.979
15 18.218.652 1.687.528 2.875.451 4.562.979
16 15.113.165 1.457.492 3.105.487 4.562.979
17 11.759.239 1.209.053 3.353.926 4.562.979
18 8.137.000 940.739 3.622.240 4.562.979
19 4.224.981 650.960 3.912.019 4.562.979
20 0 337.998 4.224.981 4.562.979
TOTAL PAGO CRÉDITO 91.259.579
CAPITAL PROPIO 19.200.000
TOTAL INVERSIÓN 110.459.579
Fuente: AUTOR
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Tabla 4.23. CÁLCULO DE INVERSIÓN TOTAL - CENTRAL QUEVEDO II
INVERSIÓN CENTRAL QUEVEDO II MONTO INVERSIÓN: 119.000.000,00 USD
PORCENTAJE DE CRÉDITO: 70 %
MONTO DEL CRÉDITO: 83.300.000,00 USD
TASA DE INTERÉS: 8,00 %
PLAZO: 20 años
GRACIA: 0 años
PERIODO DE AMORTIZACION: 12 meses
NÚMERO DE PERIODOS: 20 para amortizar capital
No. SALDO INTERÉS PRINCIPAL DIVIDENDO
0 83.300.000
1 81.479.711 6.664.000 1.820.289 8.484.289
2 79.513.799 6.518.377 1.965.912 8.484.289
3 77.390.614 6.361.104 2.123.185 8.484.289
4 75.097.574 6.191.249 2.293.040 8.484.289
5 72.621.091 6.007.806 2.476.483 8.484.289
6 69.946.489 5.809.687 2.674.602 8.484.289
7 67.057.919 5.595.719 2.888.570 8.484.289
8 63.938.264 5.364.634 3.119.655 8.484.289
9 60.569.036 5.115.061 3.369.228 8.484.289
10 56.930.270 4.845.523 3.638.766 8.484.289
11 53.000.402 4.554.422 3.929.867 8.484.289
12 48.756.146 4.240.032 4.244.257 8.484.289
13 44.172.348 3.900.492 4.583.797 8.484.289
14 39.221.847 3.533.788 4.950.501 8.484.289
15 33.875.306 3.137.748 5.346.541 8.484.289
16 28.101.041 2.710.024 5.774.265 8.484.289
17 21.864.836 2.248.083 6.236.206 8.484.289
18 15.129.733 1.749.187 6.735.102 8.484.289
19 7.855.823 1.210.379 7.273.910 8.484.289
20 0 628.466 7.855.823 8.484.289
TOTAL PAGO CRÉDITO 169.685.780
CAPITAL PROPIO 35.700.000
TOTAL INVERSIÓN 205.385.780
Fuente: AUTOR
En la Tabla 4.24 se resumen los costos de inversión, incluidos sus
financiamientos, considerados para los cálculos posteriores:
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Buñay, F.; Pérez, F.
Tabla 4.24. COSTOS DE INVERSIÓN
INVERSIONES
CENTRAL TIPO DE GENERACIÓN POTENCIA INSTALADA (MW) VALOR (USD)
Mazar* Hidráulica 170 626.782.299
Trinitaria** Térmica - Vapor 133 227.822.882
Enrique García** Térmica - Gas 102 110.459.579
Quevedo II** Térmica - MCI 100 205.385.780
*De la Central Mazar, el valor es el proporcionado por CELEC EP e incluye el financiamiento, actualizado a Febrero del 2010. ** De estas centrales, el valor es el calculado en las tablas anteriores.
Fuente: AUTOR
Cálculo de la Cuota Anual de Inversión
Con los costos totales de inversión proporcionados por la CELEC EP, y los
calculados, se obtuvo el costo anual de inversión (Tabla 4.25.), dividiendo estos
datos totales entre los años de vida útil de las centrales, dependiendo del tipo
de tecnología empleada, según lo indicado en la Tabla 4.1.
Tabla 4.25. CUOTA ANUAL DE INVERSIÓN
COSTOS ANUALES DE INVERSIÓN
CENTRAL TIPO DE
GENERACIÓN
POTENCIA INSTALADA
[MW]
VALOR TOTAL [USD]
VIDA UTIL [AÑOS]
CUOTA ANUAL [USD]
Mazar Hidráulica 170 626.782.299 40 15.669.557
Trinitaria Térmica - Vapor 133 227.822.882 30 7.594.096
Enrique García Térmica - Gas 102 110.459.579 20 5.522.979
Quevedo II Térmica - MCI 100 205.385.780 15 13.692.385
*Se escogió ese periodo de vida útil como un valor promedio al indicado en la Tabla 4.1. para una Central Hidro>50MW
Fuente: AUTOR
4.4.2. Cálculo de Costos de Producción de Energía Eléctrica
Producción de Energía
La energía bruta producida por las centrales tratadas, durante el año 2010 se
indica en la Tabla 4.26. Para la Central Mazar se consideró la energía
producida durante el año 2011 debido a que entró en operación comercial a
mediados del año 2010; y para la Central Quevedo II, debido a que comenzó a
operar en el año 2011, se tomó la energía producida en ese año.
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Buñay, F.; Pérez, F.
Tabla 4.26. PRODUCCIÓN DE ENERGÍA BRUTA
ENERGÍA GENERADA 2010
CENTRAL ENERGIA BRUTA [GWh/año]
Mazar 262,29*
897,1**
Trinitaria 918,8
Enrique García 313,09
Quevedo II 350,11***
*Se refiere a la energía bruta generada durante el año 2010 (julio-diciembre) **Se refiere a la energía neta producida durante todo el año 2011
*** Se refiere a la energía neta generada durante el año 2011 (marzo-diciembre)
Fuente: AUTOR. Diseño en base a: “Boletín Estadístico Sector Eléctrico Ecuatoriano 2010”; CONELEC; Agosto, 2011. Disponible en Web: <http://www.conelec.gob.ec/documentos.php?cd=3050&l=1>, Boletín Año 2010; e “Informe Anual 2011”; CENACE. Disponible en Web: <http://www.cenace.org.ec/index.php?option=com_phocadownload&view=category&id=6:phocatinfanuales&Itemid=50>, Informe anual 2011. [Consulta: 16 de Agosto de 2012]
Esta producción de energía corresponde a factores de planta40, para las
centrales anteriores, de:
Mazar: 60.24%
Trinitaria: 78.86%
Enrique García: 35.04%
Quevedo II: 47.96%
Factores de planta típicos para estos tipos de tecnologías son:
Hidroeléctrica con Embalse: 60%
Central Térmica a Vapor: 75% - 80%
Central Térmica a Gas de Ciclo Simple: 80% - 85%
Central Térmica MCI: 80% - 90%
Para aquellas centrales cuyos factores de planta no estén entre los valores
típicos, se procederá también al cálculo del LCOE, utilizando valores de
producción de energía que resultan de suponer que la planta generó
electricidad con esos factores.
40 Factor de Planta: es la relación entre la energía generada en un periodo de tiempo, y la energía que se produciría al
operar la central a su máxima potencia durante el mismo periodo.
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Buñay, F.; Pérez, F.
En la siguiente tabla (Tabla 4.27) se muestran valores de generación eléctrica
al considerar factores de planta típicos.
Tabla 4.27. ENERGÍA GENERADA CON FACTORES DE PLANTA TÍPICOS
ENERGÍA GENERADA CON FACTOR DE PLANTA TÍPICO
CENTRAL POTENCIA INSTALADA
[MW] FACTOR DE PLANTA
[%] ENERGÍA GENERADA
[GWh/año]
Mazar 170 60 893,52
Trinitaria 133 80 932,06
Enrique García 102 85 759,49
Quevedo II 100 85 620,50
Fuente: AUTOR
Cálculo de los Costos de Producción de Energía
Con energía generada en un año:
Una vez obtenidos los costos de inversión, producción, operación y
mantenimiento, y gastos administrativos para cada una de las centrales, los
resultados del cálculo de los costos nivelados de producción, considerando sus
valores de generación de energía durante un año, son los siguientes (Tabla
4.28. - Tabla 4.31.):
Tabla 4.28. CÁLCULO DE COSTOS NIVELADOS Y LCOE DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA MAZAR
CENTRAL HIDROELÉCTRICA MAZAR Energía Producida: 897.1 GWh – Factor de Planta: 60.24%
DESCRIPCIÓN VALOR TOTAL
[USD] COSTOS NIVELADOS
[USD/MWh]
CUOTA ANUAL INVERSIÓN 15.669.557 17,47
COSTOS FIJOS
Costos de Producción 417.894 0,47
Costos de Operación 263.118 0,29
Costos de Mantenimiento 301.427 0,34
Gastos de Administración 676.507 0,75
COSTOS VARIABLES
2,00
LCOE [USD/MWh] 21,32
Fuente: AUTOR
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Tabla 4.29. CÁLCULO DE COSTOS NIVELADOS Y LCOE DE LA CENTRAL TÉRMICA TRINITARIA
CENTRAL TERMICA TRINITARIA Energía Producida: 918.8 GWh – Factor de Planta: 78.86%
DESCRIPCIÓN VALOR TOTAL
[USD] COSTOS NIVELADOS
[USD/MWh]
CUOTA ANUAL INVERSION 7.594.096 8,27
COSTOS FIJOS
Costos de Operación, Producción y Mantenimiento* 31.605.016 34,40
Gastos de Administración 8.138.967 8,86
COSTOS VARIABLES 42,26
LCOE [USD/MWh] 93,78
*Los costos de operación, producción y mantenimiento incluyen los costos del combustible
Fuente: AUTOR
Tabla 4.30. CÁLCULO DE COSTOS NIVELADOS Y LCOE DE LA CENTRAL TÉRMICA ENRIQUE GARCÍA
CENTRAL TERMICA ENRIQUE GARCÍA Energía Producida: 313.09 GWh – Factor de Planta: 35.04%
DESCRIPCIÓN VALOR TOTAL
[USD] COSTOS NIVELADOS
[USD/MWh]
CUOTA ANUAL INVERSION 5.522.979 17,64
COSTOS FIJOS
Costos de Operación, Producción y Mantenimiento* 63.971.029 204,32
Gastos de Administración 6.241.914 19,94
COSTOS VARIABLES 76,96
LCOE [USD/MWh] 318,86
*Los costos de operación, producción y mantenimiento incluyen los costos del combustible
Fuente: AUTOR
Tabla 4.31. CÁLCULO DE COSTOS NIVELADOS Y LCOE DE LA CENTRAL TÉRMICA QUEVEDO II
CENTRAL TERMICA QUEVEDO II Energía Producida: 350.11 GWh – Factor de Planta: 47.96%
DESCRIPCIÓN VALOR TOTAL
[USD] COSTOS NIVELADOS
[USD/MWh]
CUOTA ANUAL INVERSION 13.692.385 39,11
COSTOS FIJOS
Costos de Operación, Producción, Mantenimiento* 16.594.925 47,40
Gastos de Administración 3.468.921 9,91
COSTOS VARIABLES 39,95
LCOE [USD/MWh] 136,37
*Los costos de operación, producción y mantenimiento incluyen los costos del combustible
Fuente: AUTOR
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Tabla 4.32. COMPARACIÓN DE COSTOS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
COMPARACIÓN DE COSTOS DE GENERACIÓN
CENTRAL TIPO DE GENERACIÓN POTENCIA INSTALADA
[MW] LCOE
[USD/MWh]
Mazar Hidráulica 170 21,32
Trinitaria Térmica - Vapor 133 93,78
Enrique García Térmica - Gas 102 318,86
Quevedo II Térmica - MCI 100 136,37
Fuente: AUTOR
Con energía calculada para factores de planta típicos:
Los resultados del cálculo de los costos nivelados de producción, considerando
valores de generación de energía para factores de planta típicos, son los
siguientes (Tabla 4.33. - Tabla 4.36.):
Tabla 4.33. CÁLCULO DE COSTOS NIVELADOS Y LCOE DE LA CENTRAL HIDROELÉCTRICA MAZAR EMPLEANDO UN FACTOR DE PLANTA TÍPICO
CENTRAL HIDROELÉCTRICA MAZAR Energía Producida: 893.52 GWh – Factor de Planta Típico: 60%
DESCRIPCIÓN VALOR TOTAL
[USD] COSTOS NIVELADOS
[USD/MWh]
CUOTA ANUAL INVERSIÓN 15.669.557 17,54
COSTOS FIJOS
Costos de Producción 417.894 0,47
Costos de Operación 263.118 0,29
Costos de Mantenimiento 301.427 0,34
Gastos de Administración 676.507 0,76
COSTOS VARIABLES
2,00
LCOE [USD/MWh] 21,39
Fuente: AUTOR
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Buñay, F.; Pérez, F.
Tabla 4.34. CÁLCULO DE COSTOS NIVELADOS Y LCOE DE LA CENTRAL TÉRMICA TRINITARIA EMPLEANDO UN FACTOR DE PLANTA TÍPICO
CENTRAL TERMICA TRINITARIA Energía Producida: 932.06 GWh – Factor de Planta Típico: 80%
DESCRIPCIÓN VALOR TOTAL
[USD] COSTOS NIVELADOS
[USD/MWh]
CUOTA ANUAL INVERSION 7.594.096 8,15
COSTOS FIJOS
Costos de Operación, Producción y Mantenimiento* 31.605.016 33,91
Gastos de Administración 8.138.967 8,73
COSTOS VARIABLES 42,26
LCOE [USD/MWh] 93,05
*Los costos de operación, producción y mantenimiento incluyen los costos del combustible
Fuente: AUTOR
Tabla 4.35. CÁLCULO DE COSTOS NIVELADOS Y LCOE DE LA CENTRAL TÉRMICA ENRIQUE GARCÍA EMPLEANDO UN FACTOR DE PLANTA TÍPICO
CENTRAL TERMICA ENRIQUE GARCÍA Energía Producida: 759.49 GWh – Factor de Planta Típico: 85%
DESCRIPCIÓN VALOR TOTAL
[USD] COSTOS NIVELADOS
[USD/MWh]
CUOTA ANUAL INVERSION 5.522.979 7,27
COSTOS FIJOS
Costos de Operación, Producción y Mantenimiento* 63.971.029 84,23
Gastos de Administración 6.241.914 8,22
COSTOS VARIABLES 76,96
LCOE [USD/MWh] 176,68
*Los costos de operación, producción y mantenimiento incluyen los costos del combustible
Fuente: AUTOR
Tabla 4.36. CÁLCULO DE COSTOS NIVELADOS Y LCOE DE LA CENTRAL TÉRMICA QUEVEDO II EMPLEANDO UN FACTOR DE PLANTA TÍPICO
CENTRAL TERMICA QUEVEDO II Energía Producida: 620.50 GWh – Factor de Planta Típico: 85%
DESCRIPCIÓN VALOR TOTAL
[USD] COSTOS NIVELADOS
[USD/MWh]
CUOTA ANUAL INVERSION 13.692.385 22,07
COSTOS FIJOS
Costos de Operación, Producción, Mantenimiento* 16.594.925 26,74
Gastos de Administración 3.468.921 5,59
COSTOS VARIABLES 39,95
LCOE [USD/MWh] 94,35
*Los costos de operación, producción y mantenimiento incluyen los costos del combustible
Fuente: AUTOR
UNIVERSIDAD DE CUENCA
108
Buñay, F.; Pérez, F.
Tabla 4.37. COMPARACIÓN DE COSTOS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA CON FACTORES DE PLANTA TÍPICOS
COMPARACIÓN DE COSTOS DE GENERACIÓN Factores de Planta Típicos
CENTRAL TIPO DE GENERACIÓN POTENCIA INSTALADA
[MW] LCOE
[USD/MWh]
Mazar Hidráulica 170 21,39
Trinitaria Térmica - Vapor 133 93,05
Enrique García Térmica - Gas 102 176,68
Quevedo II Térmica - MCI 100 94,35
Fuente: AUTOR
4.5. Análisis de Resultados
La cuota anual de inversión variará de acuerdo a los años de vida útil
considerados para los cálculos. Al comparar el costo de producción de energía
eléctrica para las diferentes tecnologías, hidroeléctrica, turbinas a vapor,
turbinas a gas y motores de combustión interna (Gráfico 4.1y Gráfico 4.2),
podemos indicar que:
Hidroeléctrica: con un factor de planta del 60.24%, muy cercano a su valor
típico (60%), el costo nivelado de inversión es el rubro de mayor importancia,
representado el 81.94% del costo total nivelado de la energía (21.32
USD/MWh), a pesar de ser la tecnología con mayor años de vida útil
considerada para los cálculos. Cabe indicar que este valor es elevado debido al
gran tamaño de la presa construida para la Central Mazar, en la que se invirtió
para su construcción más de 50% del valor de la inversión total, por lo que
queda claro que para una central de paso, o con una presa de menores
dimensiones, el costo de la energía se reducirá significativamente. Sin
embargo, la producción siempre dependerá del régimen hídrico asociado, por
lo que se puede tener un factor de planta menor en otros proyectos.
UNIVERSIDAD DE CUENCA
109
Buñay, F.; Pérez, F.
Gráfico 4.1. COSTOS DE GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD
Fuente: AUTOR
Al no consumir ningún tipo de combustible para la producción de electricidad,
sus costos de operación, producción y mantenimiento, son mínimos en relación
al costo de la inversión, representado el 5.16% del costo nivelado total. El
porcentaje restante se divide en: 3.52%, correspondiente a gastos
administrativos, y 9.38%, a los costos variables. Es decir que el costo de la
energía para este tipo tecnología, se ve principalmente afectado, por la gran
inversión requerida para la construcción e instalación de obras civiles y equipos
electromecánicos.
Turbinas a Vapor: con un factor de planta del 78.86%, próximo a su valor
típico (80%), el costo nivelado de inversión es mínimo en comparación con
otros rubros, representa el 8.81% del costo total nivelado de la energía (93.78
USD/MWh). Los gastos administrativos representan el 9.45%. Sus costos de
operación, producción y mantenimiento, y costos variables, son elevados,
21,32
93,78
318,86
136,37
UNIVERSIDAD DE CUENCA
110
Buñay, F.; Pérez, F.
representan el 36.68% y 45.06% del costo total, respectivamente. Es evidente
que para este
Gráfico 4.2. PORCENTAJE DE LOS COMPONENTES DEL COSTO DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA
RESPECTO AL COSTO TOTAL
Fuente: AUTOR
tipo de tecnología, el factor de mayor influencia en el costo de la energía es el
valor del combustible necesario para la producción de electricidad.
Turbinas a Gas: presentando un factor de planta del 35.04%, porcentaje muy
distinto a su valor típico (85%), el costo nivelado de inversión es aún menor que
para una central turbo-vapor, representa el 5.53% del costo total nivelado de la
energía (318.96 USD/MWh). El costo de producción es elevado en nuestro
caso, debido a que para la producción de energía se utiliza como combustible
Diesel 2, en lugar de Gas Natural, por lo que este rubro se ve afectado
severamente, llegando a representar el 64.08% del costo total de generación.
Los gastos administrativos representan el 6.25%, y los costos variables el
24.14%.
UNIVERSIDAD DE CUENCA
111
Buñay, F.; Pérez, F.
Motor de Combustión Interna: aunque el costo de la inversión para estas
máquinas térmicas varía según el tipo de combustible que consuma el motor, el
costo nivelado de inversión para nuestro caso (motor Fuel Oil), con un factor de
planta (47.96%) muy alejado de su valor típico del 85%, representa el 28.68%
del costo total nivelado de la energía (136.37 USD/MWh), aproximadamente
una tercera parte de ese valor. Los costos de operación, producción y
mantenimiento, al igual que para las tecnologías anteriores empleadas en
centrales térmicas, son elevados, representando el 34.76% del costo total. Los
costos variables representan 29.30%, y los gastos administrativos el 7.27%.
Los valores resultantes de suponer una producción de energía de las centrales
con factores de planta típicos, son los siguientes (Gráfico 4.3, Gráfico 4.4, y
Tabla 4.38):
Gráfico 4.3. COSTOS DE GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD CON FACTORES DE PLANTA TÍPICOS
Fuente: AUTOR
21,39
93,05
176,68
94,35
UNIVERSIDAD DE CUENCA
112
Buñay, F.; Pérez, F.
Gráfico 4.4. PORCENTAJE DE LOS COMPONENTES DEL COSTO DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA,
CON FACTORES DE PLANTA TÍPICOS, RESPECTO AL COSTO TOTAL
Fuente: AUTOR
Aunque para las centrales cuyos factores de planta estuvieron cercanos a los
valores típicos, no se aprecian cambios considerables; es evidente que para
aquellas centrales cuyos factores de planta están por debajo de sus valores
típicos, los costos de producción de energía fueron mucho más elevados,
concluyendo que centrales con factores de planta más altos, tendrán costos de
producción de energía menores.
UNIVERSIDAD DE CUENCA
113
Buñay, F.; Pérez, F.
Tabla 4.38. COMPARACIÓN DE COSTOS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA CON DIFERENTES FACTORES DE PLANTA
COMPARACIÓN DE COSTOS DE GENERACIÓN CON DIFERENTES FACTORES DE PLANTA
CENTRAL TIPO DE GENERACIÓN POTENCIA INSTALADA
[MW] LCOE*
[USD/MWh] LCOE**
[USD/MWh]
Mazar Hidráulica 170 21,32 21,39
Trinitaria Térmica - Vapor 133 93,78 93,05
Enrique García Térmica - Gas 102 318,86 176,68
Quevedo II Térmica - MCI 100 136,67 94,35
* LCOE obtenido con energía bruta generada **LCOE obtenido con factores de planta típicos
Fuente: AUTOR
UNIVERSIDAD DE CUENCA
114
Buñay, F.; Pérez, F.
CONCLUSIONES
Respecto al Consumo de Energía Eléctrica
El evidente cambio climático global producido, principalmente, por la quema de
combustibles fósiles, y el agotamiento de estos recursos, son indicadores de
que debe existir un cambio radical en la producción de energía, basada en la
generación de una energía limpia y eficiente, que permita evitar y mitigar daños
irreversibles al medio ambiente y a la salud humana, aprovechando el gran
potencial de recursos energéticos renovables y no convencionales (eólico,
solar, geotérmico, mareomotriz, etc) existentes en el planeta, además de
disminuir de manera considerable la dependencia de combustibles fósiles, y
garantizar la sostenibilidad del suministro energético a los consumidores del
mundo.
No solo la diversificación de las fuentes para la producción de energía será
suficiente para asegurar el suministro energético, sino que también es
necesario cambiar o limitar el consumo de energía, puesto que de continuar
con este incremento desmesurado en la demanda de electricidad en el mundo,
impulsado por el acelerado crecimiento de las principales potencias
económicas emergentes (China, India, Brasil, Sudáfrica y México), el
crecimiento de la población, la expansión del acceso a la electricidad, el mayor
grado de penetración de los vehículos eléctricos en el mercado, y el aumento
del consumo de energía per cápita, será imposible proporcionar toda la energía
demandada. Para ello es indispensable la implementación de medidas políticas
que impulsen el desarrollo tecnologías de mayor eficiencia, la disminución de
pérdidas de transmisión y distribución de energía a través de redes inteligentes,
el cambio en el precio de los combustibles fósiles, cobro de aranceles por
UNIVERSIDAD DE CUENCA
115
Buñay, F.; Pérez, F.
emisiones de CO2, y la eliminación gradual de subsidios al precio de la
electricidad.
Respecto a la Matriz Eléctrica del País
Aunque el Gobierno Nacional se ha propuesto el cambio de la Matriz Eléctrica
en el Ecuador, con la construcción y puesta en operación de proyectos
emblemáticos de generación hidroeléctrica, proyectando que para el año 2016
la hidroelectricidad suministrará el 93.5% del total de la electricidad en el país,
y la instalación de centrales térmicas de mayor eficiencia, que consuman el gas
natural explotado en el Golfo de Guayaquil, disminuyendo el consumo de
combustibles derivados del petróleo, la Matriz Eléctrica del país mantendría su
vulnerabilidad a los periodos de sequía, debido a que no se construirán
grandes embalses que permitan almacenar la cantidad de agua necesaria para
satisfacer la demanda en el periodo de estiaje, además de que la mayoría de
los proyectos estarán situados en las vertientes orientales, con ciclos
hidrológicos muy parecidos, y de que pocas centrales concentran grandes
capacidades instaladas (MW).
Esto implica una diversificación de las fuentes de energía primaria, por lo que
es necesario la ejecución, en un mediano plazo, de proyectos de generación
geotérmica y eólica, de las que se estima que el país posee un gran potencial,
y de proyectos hidroeléctricos situados en vertientes del Pacífico. Además de
mantener disponibles la mayoría de los parques térmicos existentes en el país
para poder sobrellevar periodos de estiajes prolongados.
Respecto a los Costos de Producción de Electricidad
Los costos de producción de electricidad se pueden dividir en cuatro grandes
rubros: costos de inversión; costos fijos de operación, producción y
mantenimiento; costos variables de producción, y gastos administrativos.
UNIVERSIDAD DE CUENCA
116
Buñay, F.; Pérez, F.
En general, los gastos administrativos no inciden, grandemente, en el costo
total de producción de electricidad, llegando a representar entre el 3.5% - 9%
de ese valor. Estos gastos incluyen principalmente, alícuotas a las entidades
regulatorias, pago de servicios básicos, seguros y pólizas, transporte del
personal, impuestos municipales, indemnizaciones, pago de multas, asesoría
tributaria, y remuneraciones del personal administrativo.
Hidroelectricidad
Los costos de generación de energía para centrales hidroeléctricas dependen,
en gran medida, de la inversión realizada para su construcción e instalación.
Este rubro varía significativamente, dependiendo de si la central es de paso, de
embalse, o de bombeo, debido a que sólo para la construcción de la presa,
puede ser necesario entre el 40% - 50% del valor total de la inversión. Para
nuestro caso (Central Mazar), la construcción de una presa de grandes
dimensiones, significó una inversión de más del 50% del valor total, lo que
influye considerablemente en el costo de producción de energía.
Los costos fijos de operación, producción y mantenimiento son mínimos para
esta tecnología, al no consumir ningún tipo de combustible para la producción,
y no pagar cuota alguna por la utilización del agua.
Los costos variables de producción se ven afectados únicamente por el costo
de los lubricantes empleados para el mantenimiento y correcto funcionamiento
de los equipos, por lo que para el caso ecuatoriano, por Regulación, se
estableció este valor en 2.00 USD/MWh, para todas las plantas hidroeléctricas.
Uno de los principales inconvenientes para la instalación de esta tecnología, es
la disponibilidad de un gran espacio físico para su implementación en los sitios
donde se halla el recurso hídrico, por lo que estará siempre situado en lugares
alejados de los centros de carga, además de la dificultad, del tiempo requerido
y del alto capital necesario para su construcción.
La producción anual de energía eléctrica para la Central Mazar, corresponde a
un factor de planta del 60.24%, que está próxima al factor de planta típico de
UNIVERSIDAD DE CUENCA
117
Buñay, F.; Pérez, F.
una central hidroeléctrica con embalse (60%), lo que da como resultado costos
de producción de energía similares en ambos casos (21.32 USD/MWh y 21.39
USD/MWh, respectivamente).
Termoelectricidad
Por lo general, para centrales térmicas de combustión, ya sean turbinas a gas,
turbinas a vapor, o motores de combustión interna, los costos de inversión son
bajos, el tiempo necesario para su implementación es corto, no necesitan de
grandes espacios físicos para su construcción, ni dependen de la ubicación del
recurso natural empleado para su producción, por lo que pueden estar situados
en puntos estratégicos cercanos a los centros de mayor demanda.
Sus costos fijos de operación, producción y mantenimiento, así como sus
costos variables de producción, dependen, principalmente, del tipo de
combustible empleado para la producción de energía, y del rendimiento41 de las
máquinas de las centrales.
Los precios del combustible empleado para la generación eléctrica en el país,
son precios preferenciales, en los que se encuentran aplicados subsidios, con
respecto al precio internacional de los mismos, por lo que los costos de
producción no reflejan un valor verdadero, para ser comparados con costos a
nivel internacional.
Turbina a Vapor
Aunque una central turbo-vapor no requiere, necesariamente, estar ubicada
cerca a una Refinería que produzca su combustible de consumo, es importante
que esté próxima a un gran suministro de agua, por lo que generalmente se
encuentran situadas a orillas de ríos, lagos o playas de mares.
Para la central considerada, Central Trinitaria, que consume Fuel Oil, los costos
de operación, producción y mantenimiento, significan aproximadamente la
tercera parte del costo total de generación. Su factor de planta, del 78.86%, se
41 Rendimiento: es la energía producida por unidad de combustible consumido.
UNIVERSIDAD DE CUENCA
118
Buñay, F.; Pérez, F.
encuentra próximo al de una planta típica de este tipo de tecnología (75%-
80%), por lo que no existe mayor diferencia entre los costos de producción de
energía calculados para ambos casos (93.78 USD/MWh y 93.05 USD/MWh,
respectivamente)
Turbina a Gas
Para la central considera, Central Enrique García, los costos fijos de operación,
producción y mantenimiento, así como sus costos variables de producción, se
ven severamente afectados, debido a que esta central emplea combustible
Diesel 2, en lugar de Gas Natural, para la producción de energía, llegando a
representar, aproximadamente, el 64% y 24%, del costo total de generación
(318.86 USD/MWh), respectivamente. Además es necesario indicar, que para
esta central se obtuvo un factor de planta del 35.04%.
Al efectuar el cálculo de la producción de energía empleando un factor de
planta típico, estos costos disminuyeron, representado el 47.67% y 43.56%, del
costo total de generación (176.68 USD/MWh), respectivamente.
Si consideramos los costos variables de producción de la Central Machala
Power, que consume como combustible Gas Natural, indicados en el Informe
Anual 2011, de la CENACE, podemos establecer un costo aproximado de
producción de energía para la Central Enrique García, de 115 USD/MWh, si
utilizara como combustible Gas Natural. Este valor disminuye aún más, si el
factor de planta de esta central esta próximo al valor típico para este tipo de
tecnología (80%-85%), resultando en 75.2 USD/MWh.
Motor de Combustión Interna
Los costos de inversión; costos fijos de operación, producción, y
mantenimiento, así como los costos variables de producción, dependen
`principalmente, del tipo de combustible que consuma el motor. Para nuestro
caso, Central Quevedo II, los motores consumen Fuel Oil, resultando ser estos
rubros, aproximadamente, el 29%, 35%, y 29%, respectivamente, del costo
total de producción de energía (136.37 USD/MWh).
UNIVERSIDAD DE CUENCA
119
Buñay, F.; Pérez, F.
El factor de planta típico para este tipo de tecnología está entre 80%-90%, muy
alejado al valor del factor de planta obtenido para nuestra central (47.96%).
Considerando un factor de planta del 85%, el costo de producción de energía
se reduce a 94.35 USD/MWh
En general
Centrales térmicas con mayor factor de planta, tendrán costos de producción
de energía menores.
Al ser el precio del Fuel Oil, mucho menor que el precio del Diesel, hace que
los costos de producción de energía de las centrales que consumen este tipo
de combustible sea menor.
Los motores de combustión interna, por lo común, no son de potencias
nominales muy altas, por lo que sus costos de inversión resultan ser elevados
al tener que adquirir varias unidades modulares para obtener la potencia
deseada.
El costo de inversión de estas centrales se ve afectado por la vida útil
establecida para cada tipo de tecnología, por lo que, al ser la central con
motores de combustión interna la de menor periodo de vida útil considerada (15
años), su costo anual de inversión resulta ser el más alto, significando
aproximadamente, para factores de planta típicos, el 24% del costo total de
producción de energía, en comparación con los costos anuales de inversión de
las centrales a vapor y gas, que representan el 9% y 5%, con una vida útil
considerada de 30 y 20 años, respectivamente.
Debido al desarrollo tecnológico impulsado por el incremento de la demanda de
equipos de generación eléctrica, cada día se tienen disponibles equipos más
eficientes, de menor volumen y menor precio, que ayudan a disminuir el costo
de producción de electricidad.
UNIVERSIDAD DE CUENCA
120
Buñay, F.; Pérez, F.
RECOMENDACIONES
Al calcular los costos nivelados de producción de energía, de poseer datos de
la inversión, incluido su financiamiento, para distintas centrales eléctricas, será
necesario suponer una misma tasa de crédito para las inversiones, de modo
que, variaciones en la tasa de interés de distintos proyectos, no influyan en
este cálculo, pues el problema podría caer, en la selección de una tasa de
interés y modo de pago, más que en la elección misma del tipo de tecnología.
En lo posible, obtener las producciones mensuales de energía para cada
central tratada, con el fin de obtener mayor precisión en el cálculo del valor
promedio anual de los costos variables de producción.
Efectuar el cálculo para centrales con diferentes potencias instaladas,
pequeñas, medianas y grandes, de modo que se pueda observar variación de
los costos de producción en función de la potencia instalada.
En lo posible, obtener los gastos administrativos para cada central, de la que se
deseada efectuar el cálculo, por separado, evitando realizar ponderaciones
respecto al gasto administrativo total de la Unidad de Negocio considerada.
Se puede incluir el costo de las externalidades en el cálculo del costo nivelado
de la energía, con el objeto de incluir las inversiones necesarias para mitigar
los impactos ambientales producidos por la construcción y operación de las
centrales.
Efectuar cálculos de costos de producción de energía considerando el precio
referencial internacional del combustible, de modo que puede efectuarse una
comparación de estos costos locales con los costos a nivel internacional.
UNIVERSIDAD DE CUENCA
121
Buñay, F.; Pérez, F.
Una vez que entren en operación los proyectos eólicos, que actualmente se
encuentran en ejecución en el país, se puede proceder al cálculo del costo
nivelado de energía para comparar éste con los costos necesarios para otras
tecnologías.
Efectuar el cálculo, considerando factores de planta para las diferentes
tecnologías, obtenidos como promedio de las centrales existentes en el país.
De los resultados obtenidos, motores de combustión interna deberían ser
reemplazados por turbinas a gas o vapor, y además debería impulsarse la
construcción de pequeñas centrales hidroeléctricas distribuidas a lo largo del
territorio nacional, que resultan ser las tecnologías con menores costos de
producción de energía.
UNIVERSIDAD DE CUENCA
122
Buñay, F.; Pérez, F.
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006-MAY-10.pdf> [Consulta: 18 de Septiembre de 2012]
[22] “Riesgo y costes medios en la generación de electricidad: diversificación e implicaciones de política
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UNIVERSIDAD DE CUENCA
124
Buñay, F.; Pérez, F.
[24] “Acerca de la tasa de descuento en proyectos”; García, B; QUIPUKAMAYOC – Revista de
Investigación Contable, Universidad Nacional Mayor de San Marcos, Vol. 15, 2008; Versión
Electrónica: 1609-8196. Disponible en Web:
<http://investigacion.contabilidad.unmsm.edu.pe/revista/quipu2008-I.pdf> [Consulta: 16 de Agosto de
2012]
[25] http://web.ing.puc.cl/~power/alumno09/nuclear/metodologia%20evaluacion.html
[26] http://html.rincondelvago.com/amortizacion.html
UNIVERSIDAD DE CUENCA
125
Buñay, F.; Pérez, F.
ANEXO I
COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA DE CENTRALES
HIDROELÉCTRICAS42
A1.1. UNIDAD DE NEGOCIO HIDROPAUTE
HIDROPAUTE - CENTRAL MOLINO (1075 MW)
Costos Fijos de Producción Central Molino
DESCRIPCIÓN ID VALOR [USD] HP [USD]
Sueldos y Salarios Producción HP Molino CF 444.664 444.664
Aporte Patronal IECE-SECAP HP Molino CF 49.500 49.500
13 er. Sueldo M.O. Prod. HP Molino CF 39.271 39.271
14 to. Sueldo M.O. Prod. HP Molino CF 6.017 6.017
Vacaciones Prod. HP Molino CF 21.870 21.870
Fondos de Reserva Prod HP Molino CF 32.385 32.385
Materiales, Repuestos y Herramientas y Otros Prod. CF 127.905 127.905
Servicios Básicos Producción HP Molino CF 6.852 6.852
Viáticos Producción HP Molino CF 2.067 2.067
Servicios de Seguridad HP Molino CF 435.563 435.563
Servicios Diversos HP Molino CF 471.764 471.764
Otros Gastos del Personal HP Molino CF 19.856 19.856
Seguros HP Molino CF 19.478 19.478
Transporte Producción HP Molino CF 120.751 120.751
Alimentación HP Molino CF 239.098 239.098
Limpieza y Alojamiento HP Molino CF 152.944 152.944
Capacitación HP Molino CF 2.665 2.665
Combustible consumo interno HP Molino MAN 19.125 19.125
Indemnización Laboral HP Molino CF 11.160 11.160
Depreciación Producción HP Molino CF 1.290.292 1.290.292
TOTAL 3.513.226 3.513.226
42 Datos No Oficiales proporcionados CELEC EP
UNIVERSIDAD DE CUENCA
126
Buñay, F.; Pérez, F.
Costos y Gastos de Operación Central Molino
DESCRIPCIÓN ID VALOR [USD] HP [USD]
Sueldos y Salarios Operación HP Molino CF 538.246 538.246
Aporte Patronal IECE-SECAP HP Molino CF 57.987 57.987
13 er. Sueldo Operación HP Molino CF 46.179 46.179
14 to. Sueldo Operación HP Molino CF 6.288 6.288
Vacaciones Operación HP Molino CF 24.477 24.477
Fondos de Reserva Operación HP Molino CF 40.805 40.805
Materiales, Repuestos, Herramientas y Otros Operac. CF 33.031 33.031
Servicios Básicos Operación HP Molino CF 284 284
Viáticos Operación HP Molino CF 16.687 16.687
Dragado de la Presa HP Molino MAN 209.325 209.325
Servicios Diversos HP Molino CF 109.172 109.172
Otros Gastos del Personal HP Molino CF 8.652 8.652
Seguros HP Molino CF 3.019.458 3.019.458
Transporte Operación HP Molino CF 76.324 76.324
Alimentación HP Molino CF 98.050 98.050
Limpieza y Alojamiento HP Molino CF 125.926 125.926
Capacitación HP Molino CF 9.205 9.205
Combustible consumo interno HP Molino MAN 2.384 2.384
Depreciación Operación HP Molino CF 33.672.382 33.672.382
TOTAL 38.094.861 38.094.861
UNIVERSIDAD DE CUENCA
127
Buñay, F.; Pérez, F.
Costos y Gastos Mantenimiento Central Molino
DESCRIPCIÓN ID VALOR [USD] HP [USD]
Sueldos y Salarios Mantenimiento HP Molino CF 858.190 858.190
Aporte Patronal IECE-SECAP HP Molino CF 92.865 92.865
13 er. Sueldo M.O. Mant. HP Molino CF 74.006 74.006
14 to. Sueldo M.O. Mant. HP Molino CF 15.078 15.078
Vacaciones Mant. HP Molino CF 37.751 37.751
Fondos de Reserva Mant. HP Molino CF 68.775 68.775
Materiales, Repuestos y Herramientas y Otros Prod. CF 424.130 424.130
Servicios Básicos Mantenimiento HP Molino CF 98 98
Viáticos Mantenimiento HP Molino CF 23.317 23.317
Dragado de la Presa HP Molino MAN 250.091 250.091
Servicios Diversos HP Molino CF 112.040 112.040
Otros Gastos del Personal HP Molino CF 21.997 21.997
Seguros HP Molino CF 11.920 11.920
Transporte Mantenimiento HP Molino CF 55.928 55.928
Alimentación HP Molino CF 87.801 87.801
Limpieza y Alojamiento HP Molino CF 66.673 66.673
Capacitación HP Molino CF 30.794 30.794
Combustible consumo interno HP Molino MAN 6.203 6.203
Indemnización Laboral HP Molino CF 264 264
Depreciación Mantenimiento HP Molino CF 154.030 154.030
TOTAL 2.391.951 2.391.951
UNIVERSIDAD DE CUENCA
128
Buñay, F.; Pérez, F.
HIDROPAUTE - CENTRAL MAZAR (170 MW)
Costos Fijos de Producción Central Mazar
DESCRIPCIÓN ID VALOR [USD] HP [USD]
Sueldos y Salarios Producción HP Mazar CF 184.584 184.584
Aporte Patronal IECE-SECAP HP Mazar CF 17.620 17.620
13 er. Sueldo M.O. Prod. HP Mazar CF 14.532 14.532
14 to. Sueldo M.O. Prod. HP Mazar CF 2.970 2.970
Vacaciones Prod. HP Mazar CF 7.512 7.512
Fondos de Reserva Prod HP Mazar CF 10.528 10.528
Materiales, Repuestos y Herramientas y Otros Prod. CF 7.873 7.873
Servicios de Seguridad HP Mazar CF 75.790 75.790
Servicios Diversos HP Mazar CF 80.784 80.784
Otros Gastos del Personal HP Mazar CF 368 368
Seguros HP Mazar CF 1.232 1.232
Alimentación HP Mazar CF 8.703 8.703
Limpieza y Alojamiento HP Mazar CF 3.065 3.065
Capacitación HP Mazar CF 390 390
Combustible consumo interno HP Mazar MAN 1.942 1.942
TOTAL 417.894 417.894
Costos y Gastos Operación Central Mazar
DESCRIPCIÓN ID VALOR [USD] HP [USD]
Sueldos y Salarios Operación HP Mazar CF 200.487 200.487
Aporte Patronal IECE-SECAP HP Mazar CF 20.373 20.373
13 er. Sueldo Operación HP Mazar CF 16.707 16.707
14 to. Sueldo Operación HP Mazar CF 2.298 2.298
Vacaciones Operación HP Mazar CF 8.737 8.737
Fondos de Reserva Operación HP Mazar CF 9.216 9.216
Materiales, Repuestos, Herramientas y Otros Operac. CF 936 936
Viáticos Operación HP Mazar CF 1.265 1.265
Servicios Diversos HP Mazar CF 579 579
Otros Gastos del Personal HP Mazar CF 1.049 1.049
Seguros HP Mazar CF 211 211
Capacitación HP Mazar CF 1.080 1.080
Combustible consumo interno HP Mazar MAN 181 181
TOTAL 263.118 263.118
UNIVERSIDAD DE CUENCA
129
Buñay, F.; Pérez, F.
Costos y Gastos Mantenimiento Central Mazar
DESCRIPCIÓN ID VALOR [USD] HP [USD]
Sueldos y Salarios Mantenimiento HP Mazar CF 226.234 226.234
Aporte Patronal IECE-SECAP HP Mazar CF 23.094 23.094
13 er. Sueldo M.O. Mant. HP Mazar CF 19.118 19.118
14 to. Sueldo M.O. Mant. HP Mazar CF 3.292 3.292
Vacaciones Mant. HP Mazar CF 9.780 9.780
Fondos de Reserva Mant. HP Mazar CF 16.448 16.448
Materiales, Repuestos y Herramientas y Otros Mant. MAN 661 661
Servicios Diversos HP Mazar CF 792 792
Seguros HP Mazar CF 894 894
Combustible consumo interno HP Mazar MAN 1.114 1.114
TOTAL 301.427 301.427
UNIVERSIDAD DE CUENCA
130
Buñay, F.; Pérez, F.
GASTOS DE ADMINISTRACIÓN HIDROPAUTE
Gastos de Administración HIDROPAUTE
DESCRIPCIÓN ID VALOR [USD] HP [USD]
Sueldos y Salarios HP CF 1.952.303 1.952.303
Aporte Patronal IECE-SECAP HP CF 211.311 211.311
13 er. Sueldo HP CF 167.797 167.797
14 to. Sueldo HP CF 17.085 17.085
Vacaciones HP CF 91.368 91.368
Fondo de Reserva HP CF 142.339 142.339
Servicios Básicos HP CF 66.622 66.622
Viáticos HP CF 212.057 212.057
Gastos de Gestión y Representación HP CF 38.100 38.100
Honorarios, Comisiones y Dietas HP CF 8.611 8.611
Servicios Diversos HP CF 458.675 458.675
Publicaciones HP CF 6.871 6.871
Combustible HP CF 45.576 45.576
Seguridad HP CF 55.296 55.296
Impuestos Municipales HP CF 9.383 9.383
Seguros HP CF 39.456 39.456
Deducible Seguros HP CF 256 256
Otros Gastos del Personal HP CF 22.841 22.841
Indemnización Laboral HP CF 3.367 3.367
Asesoría Tributaria HP CF 2.590 2.590
Materiales, Suministros y Repuestos varios HP CF 32.855 32.855
Transporte HP CF 96.968 96.968
Depreciación HP CF 269.818 269.818
Amortización HP CF 43.530 43.530
Gastos Bancarios (Comisiones, Certificaciones, etc) CF 5.420 5.420
Interés y Multas entidades públicas (No Deducibles) CF 37 37
Publicidad HP CF 350 350
Alícuota CENACE HP CF 275.199 275.199
Capacitación HP CF 19.571 19.571
Contribuciones CONELEC HP CF 603.909 603.909
Servicios de Alimentación HP CF 53.050 53.050
OTROS GASTOS:
Otros Gastos HP
Otras Pérdidas Extraordinarias HP 0 1.814 1.814
TOTAL 4.954.422 4.954.422
UNIVERSIDAD DE CUENCA
131
Buñay, F.; Pérez, F.
A1.2. UNIDAD DE NEGOCIO HIDROAGOYÁN
HIDROAGOYÁN – CENTRAL AGOYÁN (156 MW)
Costos de Producción Central Agoyán
DESCRIPCIÓN ID VALOR [USD] HA [USD]
Sueldos y Salarios Producción HA CA CF 142.916 142.916
Aporte Patronal IECE-SECAP HA CA CF 16.196 16.196
13 er. Sueldo M.O. Prod. HA CA CF 12.856 12.856
14 to. Sueldo M.O. Prod. HA CA CF 2.643 2.643
Vacaciones Prod. HA CA CF 6.428 6.428
Fondos de Reserva Prod HA CA CF 12.602 12.602
Materiales, Repuestos y Herramientas y Otros Prod. CF 50.101 50.101
Servicios Básicos Producción HA CA CF 4.131 4.131
Gastos Honorarios y Consultorías HA CA CF 837 837
Gastos de Viaje y Movilización Prod. HA CA CF 12.235 12.235
Servicios de Seguridad HA CA CF 93.332 93.332
Servicios Diversos HA CA CF 14.000 14.000
Otros Gastos del Personal HA CA CF 32.094 32.094
Seguros HA CA CF 3.546 3.546
Transporte Producción HA CA CF 4.067 4.067
Alimentación HA CA CF 1.851 1.851
Capacitación HA CA CF 4.026 4.026
Combustible consumo interno HA CA MAN 4.457 4.457
Depreciación Producción HA CA CF 5.544.178 5.544.178
TOTAL 5.962.494 5.962.494
Costos de Operación Central Agoyán
DESCRIPCIÓN ID VALOR [USD] HA [USD]
Aporte Patronal IECE-SECAP HA CA CF 24.689 24.689
13 er. Sueldo Operación HA CA CF 19.681 19.681
14 to. Sueldo Operación HA CA CF 3.770 3.770
Vacaciones Operación HA CA CF 9.840 9.840
Fondos de Reserva Operación HA CA CF 19.673 19.673
Materiales, Repuestos, Herramientas y Otros Operac. CF 3.458 3.458
Servicios Básicos Operación HA CA CF 4.148 4.148
Gastos de Viaje y Movilización Operación HA CA CF 9.156 9.156
Correctivos Mayores HA CA MAN 1.758.300 1.758.300
Reparaciones Operación HA CA MAN 922 922
Servicios Diversos HA CA CF 7.813 7.813
Otros Gastos del Personal HA CA CF 15.480 15.480
Seguros HA CA CF 1.475.419 1.475.419
Transporte Operación HA CA CF 33.525 33.525
Alimentación HA CA CF 1.415 1.415
Capacitación HA CA CF 5.505 5.505
Combustible consumo interno HA CA MAN 1.301 1.301
TOTAL 3.394.094 3.394.094
UNIVERSIDAD DE CUENCA
132
Buñay, F.; Pérez, F.
Costos de Mantenimiento Central Agoyán
DESCRIPCIÓN ID VALOR [USD] HA [USD]
Aporte Patronal IECE-SECAP HA CA CF 44.142 44.142
13 er. Sueldo M.O. Mant. HA CA CF 34.509 34.509
14 to. Sueldo M.O. Mant. HA CA CF 9.122 9.122
Vacaciones Mant. HA CA CF 17.254 17.254
Fondos de Reserva Mant. HA CA CF 31.977 31.977
Materiales, Repuestos y Herramientas y Otros Prod. MAN 201.912 201.912
Servicios Básicos Mantenimiento HA CA CF 3.366 3.366
Gastos Honorarios y Consultorías HA CA CF 17.665 17.665
Gastos de Viaje y Movilización Mant. HA CA CF 26.264 26.264
Servicios Diversos HA CA CF 174.413 174.413
Otros Gastos del Personal HA CA CF 53.046 53.046
Seguros HA CA CF 7.555 7.555
Reparaciones HA CA MAN 2.134 2.134
Transporte Mantenimiento HA CA CF 14.917 14.917
Alimentación HA CA CF 6.325 6.325
Capacitación HA CA CF 12.304 12.304
Combustible consumo interno HA CA MAN 7.537 7.537
TOTAL 664.443 664.443
HIDROAGOYAN – CENTRAL PUCARÁ (70 MW)
Costos de Producción Central Pucará
DESCRIPCIÓN ID VALOR [USD] HA [USD]
Sueldos y Salarios Producción HA CP CF 96.656 96.656
Aporte Patronal IECE-SECAP HA CP CF 10.707 10.707
13 er. Sueldo M.O. Prod. HA CP CF 8.527 8.527
14 to. Sueldo M.O. Prod. HA CP CF 1.831 1.831
Vacaciones Prod. HA CP CF 4.263 4.263
Fondos de Reserva Prod HA CP CF 8.303 8.303
Materiales, Repuestos y Herramientas y Otros Prod. CF 18.784 18.784
Servicios Básicos Producción HA CP CF 9.074 9.074
Gastos Honorarios y Consultorías HA CP CF 168 168
Gastos de Viaje y Movilización Prod. HA CP CF 1.331 1.331
Servicios de Seguridad HA CP CF 95.632 95.632
Servicios Diversos HA CP CF 6.330 6.330
Otros Gastos del Personal HA CP CF 14.213 14.213
Seguros HA CP CF 1.748 1.748
Transporte Producción HA CP CF 4.888 4.888
Alimentación HA CP CF 7.536 7.536
Capacitación HA CP CF 742 742
Combustible consumo interno HA CP MAN 2.429 2.429
Depreciación Producción HA CP CF 4.402.436 4.402.436
TOTAL 4.695.599 4.695.599
UNIVERSIDAD DE CUENCA
133
Buñay, F.; Pérez, F.
Costos de Operación Central Pucará
DESCRIPCIÓN ID VALOR [USD] HA [USD]
Aporte Patronal IECE-SECAP HA CP CF 16.777 16.777
13 er. Sueldo Operación HA CP CF 13.401 13.401
14 to. Sueldo Operación HA CP CF 2.721 2.721
Vacaciones Operación HA CP CF 6.701 6.701
Fondos de Reserva Operación HA CP CF 13.396 13.396
Materiales, Repuestos, Herramientas y Otros Operac. CF 965 965
Servicios Básicos Operación HA CP CF 5.961 5.961
Gastos Honorarios y Consultorías HA CP CF 231 231
Gastos de Viaje y Movilización Operación HA CP CF 810 810
Servicios Diversos HA CP CF 5.199 5.199
Otros Gastos del Personal HA CP CF 1.319 1.319
Seguros HA CP CF 913.824 913.824
Transporte Operación HA CP CF 23.490 23.490
Alimentación HA CP CF 7.624 7.624
Capacitación HA CP CF 3.545 3.545
Combustible consumo interno HA CP MAN 651 651
TOTAL 1.016.614 1.016.614
Costos Mantenimiento Central Pucará
DESCRIPCIÓN ID VALOR [USD] HA [USD]
Aporte Patronal IECE-SECAP HA CP CF 23.976 23.976
13 er. Sueldo M.O. Mant. HA CP CF 19.149 19.149
14 to. Sueldo M.O. Mant. HA CP CF 5.194 5.194
Vacaciones Mant. HA CP CF 9.575 9.575
Fondos de Reserva Mant. HA CP CF 19.141 19.141
Materiales, Repuestos y Herramientas y Otros Prod. CF 63.019 63.019
Servicios Básicos Mantenimiento HA CP CF 5.527 5.527
Gastos Honorarios y Consultorías HA CP CF 441 441
Gastos de Viaje y Movilización Mant. HA CP CF 2.224 2.224
Servicios Diversos HA CP CF 25.535 25.535
Otros Gastos del Personal HA CP CF 9.910 9.910
Seguros HA CP CF 7.111 7.111
Transporte Mantenimiento HA CP CF 17.364 17.364
Alimentación HA CP CF 25.525 25.525
Capacitación HA CP CF 8.248 8.248
Combustible consumo interno HA CP MAN 5.852 5.852
TOTAL 247.792 247.792
UNIVERSIDAD DE CUENCA
134
Buñay, F.; Pérez, F.
GASTOS DE ADMINISTRACIÓN HIDROAGOYÁN
Gastos de Administración HIDROAGOYÁN
DESCRIPCIÓN ID VALOR [USD] HA [USD]
Sueldos y Salarios HA CF 528.279 528.279
Aporte Patronal IECE-SECAP HA CF 60.451 60.451
13 er. Sueldo HA CF 48.248 48.248
14 to. Sueldo HA CF 8.216 8.216
Vacaciones HA CF 24.124 24.124
Fondo de Reserva HA CF 45.346 45.346
Servicios Básicos HA CF 34.424 34.424
Gastos de viaje y Movilización HA CF 41.608 41.608
Gastos de Gestión y Representación HA CF 6.927 6.927
Honorarios, Comisiones y Dietas HA CF 28.086 28.086
Servicios Diversos HA CF 37.517 37.517
Publicaciones HA CF 207 207
Combustible HA MAN 9.683 9.683
Seguridad HA CF 59.856 59.856
Impuestos Municipales HA CF 5.000 5.000
Seguros HA CF 24.320 24.320
Deducible Seguros HA CF 100 100
Otros Gastos del Personal HA CF 44.322 44.322
Indemnización Laboral HA CF 16.452 16.452
Contribuciones varias HA CF 79.331 79.331
Contribuciones CONELEC HA CF 141.229 141.229
Materiales, Suministros y Repuestos varios HA CF 57.127 57.127
Transporte HA CF 28.066 28.066
Depreciación HA CF 87.542 87.542
Amortización HA CF 19.437 19.437
Gastos Bancarios (Comisiones, Certificaciones, etc) CF 832 832
Interés y Multas entidades públicas (No Deducibles) CF 631 631
Publicidad HA CF 1.520 1.520
Alícuota CENACE HA CF 141.306 141.306
Capacitación HA CF 5.282 5.282
Gastos no deducibles HA CA CF 6 6
Servicios de Alimentación CF 5.045 5.045
OTROS GASTOS HA:
Gastos Financieros HA
Intereses HA
308.470 308.470
TOTAL 1.898.989 1.898.989
UNIVERSIDAD DE CUENCA
135
Buñay, F.; Pérez, F.
A1.3. UNIDAD DE NEGOCIO HIDRONACIÓN
HIDRONACIÓN – CENTRAL MARCEL LANIADO DE WIND (213 MW)
Costos de Producción Central Marcel Laniado
DESCRIPCIÓN ID VALOR [USD] HN [USD]
Sueldos y Salarios Producción HN CF 809.918 809.918
Aporte Patronal IECE-SECAP Prod. HN CF 86.463 86.463
13er. Sueldo M.O Prod. HN CF 69.262 69.262
14to Sueldo M.O Prod. HN CF 28.506 28.506
Vacaciones Prod.HN CF 37.975 37.975
Fondos de Reserva Prod HN CF 30.809 30.809
Materiales, Repuestos, Herramientas y otros Prod. CF 1.069 1.069
Servicios Básicos Prod. HN CF 98.081 98.081
Gastos Honorarios y Consultorías Prod. HN CF 35.236 35.236
Viáticos Prod HN CF 21.681 21.681
Servicio de Seguridad Prod.HN CF 483.204 483.204
Servicios Diversos Prod HN CF 13.677.308 13.677.308
Otros Gastos Personal Prod HN CF 64.051 64.051
Seguros Prod HN CF 1.767.676 1.767.676
Alimentación Prod. HN CF 236.498 236.498
Limpieza y Alojamiento Prod. HN CF 31.716 31.716
Capacitación Prod. HN CF 2.648 2.648
Combustible consumo interno HN MAN 29.518 29.518
Mantenimiento relaciones comunitarias Prod. HN MAN 38.732 38.732
TOTAL 17.550.349 17.550.349
Costos de Operación Central Marcel Laniado DESCRIPCIÓN ID VALOR [USD] HN [USD]
Sueldos y Salarios Operación HN CF 105.802 105.802
Aporte Patronal IECE - SECAP Opr. HN CF 14.291 14.291
13er sueldo Opr.HN CF 9.567 9.567
14to Sueldo Opr.HN CF 758 758
Vacaciones Opr.HN CF 4.787 4.787
Fondos de Reserva Opr. HN CF 9.573 9.573
Materiales Repuestos Herramientas y otros Opr. HN CF 1.229 1.229
Servicios Básicos Opr. HN CF 22.679 22.679
Servicios Diversos Opr. HN CF 46.098 46.098
Otros Gastos Personal Opr. HN CF 19.756 19.756
Transporte Opr. HN CF 1.161 1.161
Capacitación Opr. HN CF 8.180 8.180
TOTAL 243.881 243.881
UNIVERSIDAD DE CUENCA
136
Buñay, F.; Pérez, F.
Costos de Mantenimiento Central Marcel Laniado
DESCRIPCION ID VALOR [USD] HN [USD]
Sueldos y Salarios Mant. HN CF 62.630 62.630
Aporte Patronal IECE-SECAP Mant. HN CF 8.988 8.988
13er Sueldo Mant. HN CF 5.730 5.730
14to Sueldo Mant. HN CF 905 905
Vacaciones Mant. Opr.HN CF 3.465 3.465
Fondos de Reserva Mant. HN CF 4.267 4.267
Materiales, Repuestos, Herramientas y otros Mant, CF 1.280.420 1.280.420
Servicios Básicos Mant. HN CF 22.272 22.272
Servicio Diversos Mant. HN CF 10.569 10.569
Seguros Mant. HN CF 24.571 24.571
Reparaciones Mant. HN MAN 19.091 19.091
Limpieza y Alojamiento Mant. HN CF 8.054 8.054
TOTAL 1.450.962 1.450.962
GASTOS DE ADMINISTRACIÓN HIDRONACIÓN
Gastos de Administración HIDRONACIÓN DESCRIPCIÓN ID VALOR [USD] HN [USD]
Sueldos y Salarios HDN CF 349.504 349.504
Aporte Patronal IECE-SECAP HN CF 43.482 43.482
13 er. Sueldo HN CF 30.871 30.871
14 to. Sueldo HN CF 4.043 4.043
Vacaciones HN CF 16.042 16.042
Fondo de Reserva HN CF 22.868 22.868
Viáticos HN CF 1.939 1.939
Gastos de Gestión y Representación HN CF 29.263 29.263
Honorarios, Comisiones y Dietas HN CF 108.048 108.048
Servicios Diversos HN CF 49.904 49.904
Impuestos Municipales HN CF 978 978
Seguros HN CF 5.859 5.859
Otros Gastos del Personal HN CF 29.875 29.875
Contribuciones CONELEC HN CF 165.784 165.784
Materiales, Suministros y Repuestos varios HN CF 94.370 94.370
Transporte HN CF 20.676 20.676
Depreciación HN CF 244.118 244.118
Gastos Bancarios (Comisiones, Certificaciones, etc CF 6.828 6.828
Otros intereses y multas HN CF 9.359 9.359
Capacitación HN CF 10.081 10.081
TOTAL 1.243.891 1.243.891
UNIVERSIDAD DE CUENCA
137
Buñay, F.; Pérez, F.
ANEXO II
COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA DE CENTRALES
TERMOELÉCTRICAS43
A2.1. UNIDAD DE NEGOCIO TERMOPICHINCHA
TERMOPICHINCHA – CENTRAL GUANGOPOLO (33 MW – MCI44)
Costos y Gastos Fijos de Operación, Producción y Mantenimiento Central Guangopolo
DESCRIPCIÓN ID VALOR [USD] TP [USD]
Combustible TP CG MAN 14.585.293 14.585.293
Lubricantes TP CG MAN 1.284.758 1.284.758
Químicos TP CG MAN 37.964 37.964
Repuestos y Herramientas Mantenimiento Preventivo MAN 564.496 564.496
Insumos Materiales Mantenimiento Preventivo TP CG MAN 481.356 481.356
Servicios Externos Mantenimiento Preventivo TP CG MAN 591.388 591.388
Repuestos y Herramientas Mantenimiento Correctivo MAN 186.322 186.322
Insumos Materiales Mantenimiento Correctivo TP CG MAN 34.880 34.880
Servicios Externos Mantenimiento Correctivo TP CG MAN 316.278 316.278
Repuestos Mantenimiento Predictivo TP CG MAN 112.902 112.902
Insumos Materiales Mantenimiento Predictivo TP CG MAN 178.934 178.934
Servicios Externos Mantenimiento Predictivo TP CG MAN 75.320 75.320
Sueldos y Salarios (Nómina) TP CG CF 1.346.210 1.346.210
Seguros TP CG CF 2.134.289 2.134.289
Depreciación TP CG CF 1.015.324 1.015.324
XIII Sueldo TP CG CF 152.898 152.898
XIV Sueldo TP CG CF 34.095 34.095
Vacaciones TP CG CF 78.314 78.314
Fondo de Reserva TP CG CF 116.136 116.136
Aporte Patronal TP CG CF 197.767 197.767
Servicios Diversos TP CG CF 505 505
TOTAL 23.525.429 23.525.429
43 Datos No Oficiales proporcionados por CELEC EP
44 MCI: Motor de Combustión Interna
UNIVERSIDAD DE CUENCA
138
Buñay, F.; Pérez, F.
TERMOPICHINCHA – CENTRAL SANTA ROSA (51 MW - TURBINAS A GAS)
Costos y Gastos Fijos de Operación, Producción y Mantenimiento Central Sta. Rosa
DESCRIPCIÓN ID VALOR [USD] TP [USD]
Combustible TP CSR MAN 5.474.587 5.474.587
Lubricantes TP CSR MAN 3.530 3.530
Repuestos y Herramientas Mantenimiento Preventivo MAN 32.390 32.390
Insumos Materiales Mantenimiento Preventivo TP CSR MAN 66.345 66.345
Servicios Externos Mantenimiento Preventivo TP CSR MAN 70.810 70.810
Repuestos y Herramientas Mantenimiento Correctivo MAN 31.224 31.224
Insumos Materiales Mantenimiento Correctivo TP CSR MAN 17.565 17.565
Servicios Externos Mantenimiento Correctivo TP CSR MAN 32.401 32.401
Repuestos Mantenimiento Predictivo TP CSR MAN 1.366 1.366
Insumos Materiales Mantenimiento Predictivo TP CSR MAN 1.073 1.073
Servicios Externos Mantenimiento Predictivo TP CSR MAN 4.647 4.647
Sueldos y Salarios (Nómina) TP CSR CF 302.227 302.227
Seguros TP CSR CF 878.243 878.243
Depreciación TP CSR CF 976.462 976.462
XIII Sueldo TP CSR CF 13.767 13.767
XIV Sueldo TP CSR CF 2.880 2.880
Vacaciones TP CSR CF 7.262 7.262
Fondo de Reserva TP CSR CF 11.959 11.959
Aporte Patronal TP CSR CF 17.665 17.665
TOTAL 7.946.403 7.946.403
UNIVERSIDAD DE CUENCA
139
Buñay, F.; Pérez, F.
TERMOPICHINCHA – CENTRAL QUEVEDO II (100 MW - MCI)
Costos y Gastos Fijos de Operación, Producción y Mantenimiento Central Quevedo II
DESCRIPCION ID VALOR [USD] TP [USD]
Combustible MAN 11.117.517 11.117.517
Lubricantes MAN 234.792 234.792
Químicos MAN 0 0
Insumos Materiales Mantenimiento Preventivo MAN 733.009 733.009
Transporte de combustible Central Quevedo II CF 1.335.539 1.335.539
Compra de auxiliares Central Quevedo II MAN 0 0
Personal MAN 1.327.842 1.327.842
Manejo ambiental CF 59.241 59.241
Seguros CF 1.786.984 1.786.984
TOTAL 16.594.925 16.594.925
GASTOS DE ADMINISTRACIÓN - CENTRAL QUEVEDO II
DESCRIPCION ID VALOR [USD] TP [USD]
Nómina CF 1.289.523 1.289.523
Beneficios sociales CF 82.435 82.435
Recursos humanos CF 91.908 91.908
Servicios básicos CF 92.875 92.875
Gastos de viaje y movilización CF 86.302 86.302
Gastos de gestión y representación CF 8.498 8.498
Seguros CF 78.233 78.233
Materiales, suministros y repuestos varios MAN 324.045 324.045
Servicios diversos CF 1.333.746 1.333.746
Servicios externos legales y auditoria CF 5.708 5.708
Contratos de asesoría técnica CF 9.136 9.136
Arriendo vehículos - leasing CF 6.698 6.698
GASTOS DE VENTAS
Alícuotas a CENACE CF 0 0
Contribuciones CONELEC CF 0 0
Publicidad CF 20.059 20.059
Contribución contraloría general del estado CF 0 0
GASTOS FINANCIEROS
Comisiones bancarias CF 39.754 39.754
TOTAL 3.468.921 3.468.921
UNIVERSIDAD DE CUENCA
140
Buñay, F.; Pérez, F.
GASTOS DE ADMINISTRACIÓN TERMOPICHINCHA
Gastos de Administración TERMOPICHINCHA DESCRIPCIÓN ID VALOR [USD] TP [USD]
Sueldos y Salarios TP CF 984.414 984.414
Aporte Patronal IECE-SECAP TP CF 86.066 86.066
13 er. Sueldo TP CF 66.281 66.281
14 to. Sueldo TP CF 14.303 14.303
Vacaciones TP CF 34.877 34.877
Fondo de Reserva TP CF 53.639 53.639
Suministros y Materiales TP CF 309.393 309.393
Servicios Básicos TP CF 88.803 88.803
Honorarios, Comisiones y Dietas TP CF 16.505 16.505
Gastos de Gestión y Representación TP CF 25.630 25.630
Servicios Diversos TP CF 395.501 395.501
Gastos de Viaje y Movilización TP CF 159.248 159.248
Otros Gastos del Personal TP CF 174.497 174.497
Seguros TP CF 86.738 86.738
Deducible Seguros TP CF 2.675 2.675
Donaciones (No Deducibles) TP CF 266.074 266.074
1.5 por mil Municipios TP CF 134.466 134.466
Depreciación TP CF 93.241 93.241
Amortización TP CF 53.858 53.858
Gastos Bancarios (Comisiones, Certificaciones, etc CF 194.175 194.175
Interés y Multas entidades públicas (No Deducibles) CF 319 319
Publicidad TP CF 12.877 12.877
Capacitación TP CF 77.337 77.337
Gastos No Deducible TP CF 3.105 3.105
Otros Gastos TP
Pérdida por baja de cartera TP 0 66.546 66.546
Ajustes de Períodos Anteriores (Gastos No Deducibles) 0 9.571 9.571
TOTAL 3.410.141 3.410.141
* Incluye los gastos administrativos de la Central La Propicia, debido a que en el año 2010 esta planta todavía pertenecía a la Unidad de Negocio Termopichincha.
UNIVERSIDAD DE CUENCA
141
Buñay, F.; Pérez, F.
A2.2. UNIDAD DE NEGOCIO ELECTROGUAYAS
ELECTROGUAYAS - CENTRAL GONZALO ZEVALLOS (146 MW-VAPOR, 26 MWGAS)
Costos y Gastos Fijos de Operación, Producción y Mantenimiento Central Gonzalo Zevallos
DESCRIPCIÓN ID VALOR [USD] EG [USD]
Combustible EG CGZ MAN 39.253.841 39.253.841
Repuestos y Herramientas Mantenimiento Preventivo MAN 717.941 717.941
Insumos Materiales Mantenimiento Preventivo EG CGZ MAN 109.469 109.469
Servicios Externos Mantenimiento Preventivo EG CGZ MAN 677.860 677.860
XIII Sueldo EG CGZ CF 249.039 249.039
XIV Sueldo EG CGZ CF 53.681 53.681
Vacaciones EG CGZ CF 112.814 112.814
Fondo de Reserva EG CGZ CF 237.030 237.030
Aporte Patronal IECE-SECAP EG CGZ CF 302.641 302.641
Servicios Diversos EG CGZ CF 50.781 50.781
TOTAL 41.765.097 41.765.097
ELECTROGUAYAS - CENTRAL TRINITARIA (133 MW – TURBINA VAPOR)
Costos y Gastos Fijos de Operación, Producción y Mantenimiento Central Trinitaria
DESCRIPCIÓN ID VALOR [USD] EG [USD]
Combustible EG CT MAN 29.134.090 29.134.090
Repuestos y Herramientas Mantenimiento Preventivo MAN 647.426 647.426
Insumos Materiales Mantenimiento Preventivo EG CT MAN 60.097 60.097
Servicios Externos Mantenimiento Preventivo EG CT MAN 1.330.632 1.330.632
Servicios Externos Mantenimiento Correctivo EG CT MAN 10.600 10.600
XIII Sueldo EG CT CF 108.823 108.823
XIV Sueldo EG CT CF 22.858 22.858
Vacaciones EG CGZ CF 52.207 52.207
Fondo de Reserva EG CT CF 101.781 101.781
Aporte Patronal-IECE-SECAP EG CT CF 133.883 133.883
Servicios Diversos EG CT CF 2.621 2.621
TOTAL 31.605.016 31.605.016
UNIVERSIDAD DE CUENCA
142
Buñay, F.; Pérez, F.
ELECTROGUAYAS - CENTRAL ENRIQUE GARCÍA (102 MW – TURBINA GAS)
Costos y Gastos Fijos de Operación, Producción y Mantenimiento Central Enrique García
DESCRIPCIÓN ID VALOR [USD] EG [USD]
Combustible EG CEG MAN 58.257.364 58.257.364
Repuestos y Herramientas Mantenimiento Preventivo MAN 3.528.008 3.528.008
Insumos Materiales Mantenimiento Preventivo EG CEG MAN 73.325 73.325
Servicios Externos Mantenimiento Preventivo EG CEG MAN 1.826.575 1.826.575
XIII Sueldo EG CEG CF 76.464 76.464
XIV Sueldo EG CEG CF 16.207 16.207
Vacaciones EG CEG CF 35.538 35.538
Fondo de Reserva EG CEG CF 58.820 58.820
Aporte Patronal-IECE-SECAP CF 95.199 95.199
Servicios Diversos EG CEG CF 3.530 3.530
TOTAL 63.971.029 63.971.029
GASTOS DE ADMINISTRACIÓN ELECTROGUAYAS
Gastos de Administración ELECTROGUAYAS
DESCRIPCIÓN ID VALOR [USD] EG [USD]
Sueldos y Salarios EG CF 5.070.768 5.070.768
Suministros y Materiales EG CF 631.500 631.500
Servicios Básicos EG CF 87.549 87.549
Honorarios, Comisiones y Dietas EG CF 309.191 309.191
Servicios Diversos EG CF 1.030.649 1.030.649
Gastos de Viaje y Movilización EG CF 153.442 153.442
Otros Gastos del Personal EG CF 773.262 773.262
Seguros EG CF 3.746.626 3.746.626
Contribuciones varias EG CF 977.143 977.143
Depreciación EG CF 11.056.727 11.056.727
Amortización EG CF 39.416 39.416
Gastos Bancarios (Comisiones, Certificaciones, etc) CF 140.349 140.349
Interés y Multas entidades públicas (No Deducibles) CF 1.211 1.211
Alícuota CENACE EG CF 740.459 740.459
OTROS GASTOS EG:
Otras Pérdidas Extraordinarias EG 0 148.169 148.169
TOTAL 24.906.462 24.906.462
UNIVERSIDAD DE CUENCA
143
Buñay, F.; Pérez, F.
A2.2. UNIDAD DE NEGOCIO TERMOESMERALDAS
TERMOESMERALDAS - CENTRAL ESMERALDAS (132.5 MW – TURBINA VAPOR)
Costos y Gastos de Operación, Producción y Mantenimiento Central Esmeraldas
DESCRIPCIÓN ID VALOR [USD] TE [USD]
Combustible TE MAN 12.181.126 12.181.126
Lubricantes TE MAN 14.509 14.509
Químicos TE MAN 203.953 203.953
Repuestos y Herramientas Mantenimiento Preventivo MAN 204.064 204.064
Insumos Materiales Mantenimiento Preventivo TE MAN 2.477 2.477
Servicios Externos Mantenimiento Preventivo TE MAN 488.056 488.056
Repuestos y Herramientas Mantenimiento Correctivo MAN 332.334 332.334
Insumos Materiales Mantenimiento Correctivo TE MAN 217.815 217.815
Servicios Externos Mantenimiento Correctivo TE MAN 891.281 891.281
Servicios Externos Mantenimiento Predictivo TE MAN 9.047 9.047
Sueldos y Salarios (Nómina) TE CF 1.685.519 1.685.519
Depreciación TE CF 448.406 448.406
Gastos de Viaje y Movilización TE CF 52.056 52.056
Seguros TE CF 1.219.963 1.219.963
XIII Sueldo TE CF 143.763 143.763
XIV Sueldo TE CF 30.203 30.203
Vacaciones TE CF 40.252 40.252
Fondo de Reserva TE CF 128.315 128.315
Aporte Patronal IECE-SECAP TE CF 187.800 187.800
Servicios Diversos TE CF 164.294
TOTAL 18.645.236 18.480.942
UNIVERSIDAD DE CUENCA
144
Buñay, F.; Pérez, F.
TERMOESMERALDAS – CENTRAL LA PROPICIA (10.5 MW - MCI)
Costos y Gastos Fijos de Operación, Producción y Mantenimiento Central La Propicia
DESCRIPCIÓN ID VALOR [USD] TP [USD]
Combustible TP CP MAN 734.426 734.426
Lubricantes TP CP MAN 173.410 173.410
Químicos TP CP MAN 480 480
Repuestos y Herramientas Mantenimiento Preventivo MAN 341.475 341.475
Insumos Materiales Mantenimiento Preventivo TP CP MAN 106.390 106.390
Servicios Externos Mantenimiento Preventivo TP CP MAN 143.637 143.637
Repuestos y Herramientas Mantenimiento Correctivo MAN 241 241
Insumos Materiales Mantenimiento Correctivo TP CP MAN 16 16
Servicios Externos Mantenimiento Correctivo TP CP MAN 26.285 26.285
Insumos Materiales Mantenimiento Predictivo TP CP MAN 231 231
Servicios Externos Mantenimiento Predictivo TP CP MAN 2.701 2.701
Sueldos y Salarios (Nómina) TP CP CF 352.882 352.882
Seguros TP CP CF 193.279 193.279
Depreciación TP CP CF 251.900 251.900
XIII Sueldo TP CP CF 18.771 18.771
XIV Sueldo TP CP CF 4.505 4.505
Vacaciones TP CP CF 9.389 9.389
Fondo de Reserva TP CP CF 17.070 17.070
Aporte Patronal TP CP CF 24.113 24.113
TOTAL 2.401.200 2.401.200
UNIVERSIDAD DE CUENCA
145
Buñay, F.; Pérez, F.
GASTOS DE ADMINISTRACIÓN TERMOESMERALDAS
Gastos de Administración TERMOESMERALDAS*
DESCRIPCIÓN ID VALOR [USD] TE [USD]
Sueldos y Salarios TE CF 1.156.376 1.156.376
Aporte Patronal IECE-SECAP TE CF 123.206 123.206
13 er. Sueldo TE CF 93.238 93.238
14 to. Sueldo TE CF 21.565 21.565
Vacaciones TE CF 24.052 24.052
Fondo de Reserva TE CF 85.975 85.975
Suministros y Materiales TE CF 238.110 238.110
Servicios Básicos TE CF 153.539 153.539
Honorarios, Comisiones y Dietas TE CF 98.875 98.875
Gastos de Gestión y Representación TE CF 73 73
Servicios Diversos TE CF 616.904 616.904
Gastos de Viaje y Movilización TE CF 122.601 122.601
Otros Gastos del Personal TE CF 105.476 105.476
Seguros TE CF 103.270 103.270
Impuestos Municipales TE CF 1.380 1.380
Contribuciones varias TE CF 372.380 372.380
Depreciación TE CF 141.727 141.727
Amortización TE CF 29.576 29.576
Gastos Bancarios (Comisiones, Certificaciones, etc) CF 13.438 13.438
Publicidad TE CF 28.900 28.900
Alícuota CENACE TE CF 243.231 243.231
Capacitación TE CF 74.683 74.683
Contribuciones CONELEC TE CF 225.931 225.931
Gastos no deducibles TE CF 3.664 3.664
OTROS GASTOS TE:
Otras Pérdidas Extraordinarias TE 0 4.210 4.210
Ajustes de Períodos Anteriores (Gastos No Deducibles) 0 29 29
TOTAL 4.082.408 4.082.408
* No incluye los gastos administrativos de la Central La Propicia, debido a que en el año 2010 esta planta todavía pertenecía a la Unidad de Negocio Termopichincha
UNIVERSIDAD DE CUENCA
146
Buñay, F.; Pérez, F.
ANEXO III
COSTOS VARIABLES DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA DE
CENTRALES TERMOELÉCTRICAS45
Los costos variables de producción para las distintas centrales termoeléctricas
enunciadas en este trabajo, se obtuvieron de los informes mensuales de costos
variables de producción emitidas por estas entidades a la CENACE durante el año
2011. No se dispone de datos publicados para los meses de Marzo, Septiembre y
Diciembre del año indicado, por lo que, los valores para estos meses se calcularon
como un promedio de los costos de los meses existentes.
Para Central Térmica Quevedo II no existen valores de costos variables para los
meses de Enero y Febrero, debido a que esta central entró en operación comercial a
partir del mes de Marzo.
Se consideró este año para el análisis, al no existir publicaciones para los meses del
año 2010, a más de los meses de Noviembre y Diciembre, y debido a que la
variación observada entre los costos variables para los meses mencionados, y para
los meses existentes del año 2011, no es relativamente considerable para el
desarrollo de nuestro trabajo, por lo que se asumió estos mismos valores, como los
costos variables de producción del año 2010.
45 Datos obtenidos de: “Publicaciones-Mercado Eléctrico Mayorista-Costos Variables de Producción”; CENACE. Disponible en
Web: <http://www.cenace.org.ec/index.php?option=com_phocadownload&view=category&id=2:phocatmem&Itemid=50> [Consulta: 19 de Septiembre de 2012]
UNIVERSIDAD DE CUENCA
147
Buñay, F.; Pérez, F.
Rendimiento Lubricantes, Agua Mantenimientos Control Servicios TOTAL EFECTIVA
kWh/galón Quimicos y Otros Potable RPTM, OIM, MOAM Ambiental Auxiliares (US$/MWh) (MW)
ENRIQUE GARCIA DG 11,51 71,27 0,00 0,08 0,05 3,88 0,00 0,38 75,64 96,00
G. ZEVALLOS BV 13,79 35,52 3,62 0,21 0,10 5,31 0,00 2,36 47,11 144,00
G. ZEVALLOS GAS DG 8,96 91,55 2,01 0,75 0,00 13,48 0,00 0,37 108,16 20,00
TRINITARIA BV 16,37 29,91 3,04 0,09 0,00 5,93 0,00 2,52 41,49 133,00
ESMERALDAS BV 15,78 25,27 0,00 0,51 0,13 2,86 0,26 1,95 30,98 132,50
LA PROPICIA D 13,80 47,58 0,79 6,67 0,00 10,63 0,16 1,44 67,27 9,60
GUANGOPOLO BD 16,41 24,74 5,35 10,73 0,00 9,92 0,42 1,38 52,55 32,60
QUEVEDO II FOIL 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
SANTA ROSA DG 10,00 82,03 5,59 0,09 0,00 8,87 0,02 1,97 98,56 49,80
COSTO VARIABLE UNITARIO ENERO (US$/MWh)
UNIDAD DE NEGOCIO CENTRAL TIPO Combustible Transporte
TERMOESMERALDAS
TERMOPICHINCHA
ELECTROGUAYAS
* Para este mes, la Central Quevedo II aún no se encuentra en operación
Rendimiento Lubricantes, Agua Mantenimientos Control Servicios TOTAL EFECTIVA
kWh/galón Quimicos y Otros Potable RPTM, OIM, MOAM Ambiental Auxiliares (US$/MWh) (MW)
ENRIQUE GARCIA DG 11,62 70,59 0,00 0,08 0,05 3,88 0,00 0,37 74,97 96,00
G. ZEVALLOS BV 13,78 35,55 3,62 0,22 0,10 5,31 0,00 2,36 47,15 144,00
G. ZEVALLOS GAS DG 8,96 91,55 2,01 0,56 0,00 8,80 0,00 0,35 103,27 20,00
TRINITARIA BV 16,32 30,00 3,05 0,09 0,00 5,93 0,00 2,53 41,60 133,00
ESMERALDAS BV 15,78 24,63 0,00 0,51 0,13 2,86 0,26 1,91 30,30 132,50
LA PROPICIA D 13,80 47,77 0,79 6,85 0,00 10,63 0,16 1,45 67,65 9,60
GUANGOPOLO BD 16,41 25,59 5,35 10,96 0,00 9,92 0,42 1,41 53,67 32,60
QUEVEDO II FOIL 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00
SANTA ROSA DG 10,00 82,03 8,52 0,09 0,00 8,15 0,03 2,02 100,83 49,80
ELECTROGUAYAS
TERMOESMERALDAS
TERMOPICHINCHA
COSTO VARIABLE UNITARIO FEBRERO (USD$/MWh)
UNIDAD DE NEGOCIO CENTRAL TIPO Combustible Transporte
* Para este mes, la Central Quevedo II aún no se encuentra en operación
Rendimiento Lubricantes, Agua Mantenimientos Control Servicios TOTAL EFECTIVA
kWh/galón Quimicos y Otros Potable RPTM, OIM, MOAM Ambiental Auxiliares (US$/MWh) (MW)
ENRIQUE GARCIA DG 11,31 72,58 0,00 0,08 0,05 3,88 0,00 0,38 76,96 96,00
G. ZEVALLOS BV 13,58 36,06 3,91 0,22 0,10 5,31 0,00 2,40 48,00 144,00
G. ZEVALLOS GAS DG 9,47 86,72 1,99 0,68 0,00 10,15 0,00 0,34 99,87 20,00
TRINITARIA BV 16,12 30,38 3,30 0,09 0,00 5,93 0,00 2,56 42,26 133,00
ESMERALDAS BV 15,78 24,70 0,00 0,51 0,13 2,86 0,26 2,14 30,60 132,50
LA PROPICIA D 12,51 48,70 0,79 8,87 0,00 13,74 0,17 1,61 73,88 9,60
GUANGOPOLO BD 16,40 24,72 5,16 11,70 0,00 10,94 0,45 1,43 54,40 32,60
QUEVEDO II FOIL 17,00 28,53 3,88 0,19 0,00 6,29 0,01 1,05 39,95 100,00
SANTA ROSA DG 9,27 82,22 7,99 0,09 0,00 8,50 0,03 2,04 100,86 49,80
ELECTROGUAYAS
COSTO VARIABLE UNITARIO MARZO (USD$/MWh)
UNIDAD DE NEGOCIO UNIDAD DE NEGOCIO TIPO Combustible Transporte
TERMOESMERALDAS
TERMOPICHINCHA
* Datos calculados como promedio de los valores de los meses existentes
UNIVERSIDAD DE CUENCA
148
Buñay, F.; Pérez, F.
Rendimiento Lubricantes, Agua Mantenimientos Control Servicios TOTAL EFECTIVA
kWh/galón Quimicos y Otros Potable RPTM, OIM, MOAM Ambiental Auxiliares (US$/MWh) (MW)
ENRIQUE GARCIA DG 11,69 70,17 0,00 0,08 0,05 3,88 0,00 0,37 74,54 96,00
G. ZEVALLOS BV 13,61 35,98 3,66 0,22 0,10 5,31 0,00 2,38 47,65 144,00
G. ZEVALLOS GAS DG 8,96 91,55 2,01 0,69 0,00 9,86 0,00 0,36 104,47 20,00
TRINITARIA BV 16,00 30,60 3,11 0,09 0,00 5,93 0,00 2,57 42,30 133,00
ESMERALDAS BV 15,78 24,63 0,00 0,51 0,13 2,86 0,26 1,91 30,30 132,50
LA PROPICIA D 12,80 50,96 0,84 10,06 0,00 15,02 0,16 1,74 78,78 9,60
GUANGOPOLO BD 16,41 24,11 5,28 11,00 0,00 9,94 0,43 1,38 52,14 32,60
QUEVEDO II FOIL 17,00 38,08 3,48 0,19 0,00 6,29 0,01 1,30 49,35 100,00
SANTA ROSA DG 9,47 86,78 8,87 0,09 0,00 9,07 0,04 2,17 107,02 49,80
TERMOESMERALDAS
TERMOPICHINCHA
COSTO VARIABLE UNITARIO ABRIL (USD$/MWh)
UNIDAD DE NEGOCIO CENTRAL TIPO Combustible Transporte
ELECTROGUAYAS
Rendimiento Lubricantes, Agua Mantenimientos Control Servicios TOTAL EFECTIVA
kWh/galón Quimicos y Otros Potable RPTM, OIM, MOAM Ambiental Auxiliares (US$/MWh) (MW)
ENRIQUE GARCIA DG 11,49 71,39 0,00 0,08 0,05 3,88 0,00 0,38 75,77 96,00
G. ZEVALLOS BV 13,58 36,07 3,67 0,22 0,10 5,31 0,00 2,39 47,75 144,00
G. ZEVALLOS GAS DG 9,73 84,30 2,03 0,69 0,00 9,86 0,00 0,33 97,22 20,00
TRINITARIA BV 16,00 30,60 3,11 0,09 0,00 5,93 0,00 2,57 42,30 133,00
ESMERALDAS BV 15,78 24,63 0,00 0,51 0,13 2,86 0,26 1,91 30,30 132,50
LA PROPICIA D 12,80 50,96 0,84 10,06 0,00 15,02 0,16 1,74 78,78 9,60
GUANGOPOLO BD 16,41 24,85 5,28 11,00 0,00 9,94 0,43 1,40 52,89 32,60
QUEVEDO II FOIL 17,00 38,08 3,48 0,19 0,00 6,29 0,01 1,30 49,35 100,00
SANTA ROSA DG 9,47 86,78 8,87 0,09 0,00 9,07 0,04 2,17 107,02 49,80
TERMOESMERALDAS
TERMOPICHINCHA
ELECTROGUAYAS
COSTO VARIABLE UNITARIO MAYO (USD$/MWh)
UNIDAD DE NEGOCIO UNIDAD DE NEGOCIO TIPO Combustible Transporte
Rendimiento Lubricantes, Agua Mantenimientos Control Servicios TOTAL EFECTIVA
kWh/galón Quimicos y Otros Potable RPTM, OIM, MOAM Ambiental Auxiliares (US$/MWh) (MW)
ENRIQUE GARCIA DG 11,52 71,21 0,00 0,08 0,05 3,88 0,00 0,38 75,58 96,00
G. ZEVALLOS BV 13,31 36,80 3,75 0,22 0,10 5,31 0,00 2,43 48,60 144,00
G. ZEVALLOS GAS DG 9,73 84,30 1,85 0,69 0,00 9,86 0,00 0,33 97,04 20,00
TRINITARIA BV 16,22 30,18 3,07 0,09 0,00 5,93 0,00 2,54 41,82 133,00
ESMERALDAS BV 15,78 24,63 0,00 0,51 0,13 2,86 0,26 2,31 30,70 132,50
LA PROPICIA D 12,80 50,96 0,84 10,06 0,00 15,02 0,16 1,74 78,78 9,60
GUANGOPOLO BD 16,41 25,59 5,28 11,00 0,00 9,94 0,43 1,42 53,66 32,60
QUEVEDO II FOIL 17,00 24,89 4,05 0,19 0,00 6,29 0,01 0,96 36,39 100,00
SANTA ROSA DG 9,47 86,78 8,87 0,09 0,00 9,07 0,04 2,17 107,02 49,80
ELECTROGUAYAS
TERMOESMERALDAS
TERMOPICHINCHA
COSTO VARIABLE UNITARIO JUNIO (USD$/MWh)
UNIDAD DE NEGOCIO CENTRAL TIPO Combustible Transporte
UNIVERSIDAD DE CUENCA
149
Buñay, F.; Pérez, F.
Rendimiento Lubricantes, Agua Mantenimientos Control Servicios TOTAL EFECTIVA
kWh/galón Quimicos y Otros Potable RPTM, OIM, MOAM Ambiental Auxiliares (US$/MWh) (MW)
ENRIQUE GARCIA DG 10,99 74,64 0,00 0,08 0,05 3,88 0,00 0,40 79,03 96,00
G. ZEVALLOS BV 13,36 36,65 3,73 0,22 0,10 5,31 0,00 2,42 48,43 144,00
G. ZEVALLOS GAS DG 9,73 84,30 1,85 0,69 0,00 9,86 0,00 0,33 97,04 20,00
TRINITARIA BV 16,25 30,13 3,07 0,09 0,00 5,93 0,00 2,53 41,75 133,00
ESMERALDAS BV 15,78 24,63 0,00 0,51 0,13 2,86 0,26 2,31 30,70 132,50
LA PROPICIA D 12,80 50,96 0,84 10,06 0,00 15,02 0,16 1,74 78,78 9,60
GUANGOPOLO BD 16,41 25,59 5,11 11,00 0,00 9,94 0,43 1,41 53,48 32,60
QUEVEDO II FOIL 17,00 24,70 4,05 0,19 0,00 6,29 0,01 0,95 36,19 100,00
SANTA ROSA DG 9,47 86,78 8,87 0,09 0,00 9,07 0,04 2,17 107,02 49,80
ELECTROGUAYAS
COSTO VARIABLE UNITARIO JULIO (USD$/MWh)
UNIDAD DE NEGOCIO UNIDAD DE NEGOCIO TIPO Combustible Transporte
TERMOESMERALDAS
TERMOPICHINCHA
Rendimiento Lubricantes, Agua Mantenimientos Control Servicios TOTAL EFECTIVA
kWh/galón Quimicos y Otros Potable RPTM, OIM, MOAM Ambiental Auxiliares (US$/MWh) (MW)
ENRIQUE GARCIA DG 10,99 74,64 0,00 0,08 0,05 3,88 0,00 0,40 79,04 96,00
G. ZEVALLOS BV 13,48 36,34 4,43 0,22 0,10 5,31 0,00 2,44 48,84 144,00
G. ZEVALLOS GAS DG 9,73 84,30 2,03 0,69 0,00 9,86 0,00 0,33 97,22 20,00
TRINITARIA BV 16,17 30,28 3,69 0,09 0,00 5,93 0,00 2,58 42,57 133,00
ESMERALDAS BV 15,78 24,63 0,00 0,51 0,13 2,86 0,26 2,31 30,70 132,50
LA PROPICIA D 8,47 36,61 0,53 5,98 0,00 9,54 0,09 1,08 53,83 9,60
GUANGOPOLO BD 16,38 24,14 4,93 13,20 0,00 12,94 0,49 1,50 57,22 32,60
QUEVEDO II FOIL 17,00 24,40 4,05 0,19 0,00 6,29 0,01 0,94 35,88 100,00
SANTA ROSA DG 6,40 57,06 5,83 0,06 0,00 5,93 0,02 1,44 70,35 49,80
ELECTROGUAYAS
TERMOESMERALDAS
TERMOPICHINCHA
COSTO VARIABLE UNITARIO AGOSTO (USD$/MWh)
UNIDAD DE NEGOCIO CENTRAL TIPO Combustible Transporte
Rendimiento Lubricantes, Agua Mantenimientos Control Servicios TOTAL EFECTIVA
kWh/galón Quimicos y Otros Potable RPTM, OIM, MOAM Ambiental Auxiliares (US$/MWh) (MW)
ENRIQUE GARCIA DG 11,31 72,58 0,00 0,08 0,05 3,88 0,00 0,38 76,96 96,00
G. ZEVALLOS BV 13,58 36,06 3,91 0,22 0,10 5,31 0,00 2,40 48,00 144,00
G. ZEVALLOS GAS DG 9,47 86,72 1,99 0,68 0,00 10,15 0,00 0,34 99,87 20,00
TRINITARIA BV 16,12 30,38 3,30 0,09 0,00 5,93 0,00 2,56 42,26 133,00
ESMERALDAS BV 15,78 24,70 0,00 0,51 0,13 2,86 0,26 2,14 30,60 132,50
LA PROPICIA D 12,51 48,70 0,79 8,87 0,00 13,74 0,17 1,61 73,88 9,60
GUANGOPOLO BD 16,40 24,72 5,16 11,70 0,00 10,94 0,45 1,43 54,40 32,60
QUEVEDO II D 14,55 28,53 3,88 0,19 0,00 6,29 0,01 1,05 39,95 100,00
SANTA ROSA DG 9,27 82,22 7,99 0,09 0,00 8,50 0,03 2,04 100,86 49,80
ELECTROGUAYAS
COSTO VARIABLE UNITARIO SEPTIEMBRE (USD$/MWh)
UNIDAD DE NEGOCIO CENTRAL TIPO Combustible Transporte
TERMOESMERALDAS
TERMOPICHINCHA
* Datos calculados como promedio de los valores de los meses existentes
UNIVERSIDAD DE CUENCA
150
Buñay, F.; Pérez, F.
Rendimiento Lubricantes, Agua Mantenimientos Control Servicios TOTAL EFECTIVA
kWh/galón Quimicos y Otros Potable RPTM, OIM, MOAM Ambiental Auxiliares (US$/MWh) (MW)
ENRIQUE GARCIA DG 10,99 74,64 0,00 0,07 0,05 3,88 0,00 0,40 79,04 96,00
G. ZEVALLOS BV 13,55 36,15 4,41 0,21 0,10 5,31 0,00 2,43 48,61 144,00
G. ZEVALLOS GAS DG 9,73 84,30 2,03 0,69 0,00 9,86 0,00 0,33 97,22 20,00
TRINITARIA BV 15,94 30,72 3,74 0,09 0,00 5,93 0,00 2,62 43,09 133,00
ESMERALDAS BV 15,78 24,63 0,00 0,51 0,13 2,86 0,26 2,31 30,70 132,50
LA PROPICIA D 12,67 51,23 0,85 10,06 0,00 16,37 0,23 1,79 80,52 9,60
GUANGOPOLO BD 16,38 23,26 4,93 13,20 0,00 12,94 0,49 1,48 56,31 32,60
QUEVEDO II FOIL 17,00 24,83 4,05 0,19 0,00 6,29 0,01 0,96 36,32 100,00
SANTA ROSA DG 9,57 85,85 8,77 0,09 0,00 8,65 0,04 2,11 105,51 49,80
ELECTROGUAYAS
TERMOESMERALDAS
TERMOPICHINCHA
COSTO VARIABLE UNITARIO OCTUBRE (USD$/MWh)
UNIDAD DE NEGOCIO CENTRAL TIPO Combustible Transporte
Rendimiento Lubricantes, Agua Mantenimientos Control Servicios TOTAL EFECTIVA
kWh/galón Quimicos y Otros Potable RPTM, OIM, MOAM Ambiental Auxiliares (US$/MWh) (MW)
ENRIQUE GARCIA DG 10,99 74,64 0,00 0,07 0,06 3,88 0,00 0,40 79,04 96,00
G. ZEVALLOS BV 13,80 35,48 4,33 0,21 0,10 5,31 0,00 2,39 47,83 144,00
G. ZEVALLOS GAS DG 9,73 84,30 2,03 0,69 0,00 9,86 0,00 0,33 97,22 20,00
TRINITARIA BV 15,81 30,97 3,77 0,09 0,00 5,93 0,00 2,63 43,39 133,00
ESMERALDAS BV 15,78 24,63 0,00 0,51 0,13 2,86 0,26 2,31 30,70 132,50
LA PROPICIA D 12,67 51,23 0,85 10,06 0,00 16,37 0,23 1,79 80,52 9,60
GUANGOPOLO BD 16,38 24,57 4,93 13,20 0,00 12,94 0,49 1,52 57,66 32,60
QUEVEDO II FOIL 17,00 24,70 4,05 0,19 0,00 6,29 0,01 0,95 36,19 100,00
SANTA ROSA DG 9,57 85,85 7,70 0,09 0,00 8,65 0,04 2,09 104,41 49,80
ELECTROGUAYAS
TERMOESMERALDAS
TERMOPICHINCHA
COSTO VARIABLE UNITARIO NOVIEMBRE (USD$/MWh)
UNIDAD DE NEGOCIO CENTRAL TIPO Combustible Transporte
Rendimiento Lubricantes, Agua Mantenimientos Control Servicios TOTAL EFECTIVA
kWh/galón Quimicos y Otros Potable RPTM, OIM, MOAM Ambiental Auxiliares (US$/MWh) (MW)
ENRIQUE GARCIA DG 11,31 72,58 0,00 0,08 0,05 3,88 0,00 0,38 76,96 96,00
G. ZEVALLOS BV 13,58 36,06 3,91 0,22 0,10 5,31 0,00 2,40 48,00 144,00
G. ZEVALLOS GAS DG 9,47 86,72 1,99 0,68 0,00 10,15 0,00 0,34 99,87 20,00
TRINITARIA BV 16,12 30,38 3,30 0,09 0,00 5,93 0,00 2,56 42,26 133,00
ESMERALDAS BV 15,78 24,70 0,00 0,51 0,13 2,86 0,26 2,14 30,60 132,50
LA PROPICIA D 12,51 48,70 0,79 8,87 0,00 13,74 0,17 1,61 73,88 9,60
GUANGOPOLO BD 16,40 24,72 5,16 11,70 0,00 10,94 0,45 1,43 54,40 32,60
QUEVEDO II FOIL 17,00 28,53 3,88 0,19 0,00 6,29 0,01 1,05 39,95 100,00
SANTA ROSA DG 9,27 82,22 7,99 0,09 0,00 8,50 0,03 2,04 100,86 49,80
COSTO VARIABLE UNITARIO DICIEMBRE (USD$/MWh)
UNIDAD DE NEGOCIO CENTRAL TIPO Combustible Transporte
ELECTROGUAYAS
TERMOESMERALDAS
TERMOPICHINCHA
* Datos calculados como promedio de los valores de los meses existente