UNIVERSIDAD DE CUENCA FACULTAD DE INGENIERÍA ESCUELA DE...

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


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


3


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


4


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


5


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


6


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


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


7


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


8


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


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


9


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


10


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


TERMOPICHINCHA .................................................................................................................... 89

Tabla 4.14. COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN DE TERMOPICHINCHA ............................... 90

Tabla 4.15. GASTOS DE ADMINISTRACIÓN DE ELECTROGUAYAS .................................... 90


ELECTROGUAYAS .................................................................................................................... 90


11


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


ENRIQUE GARCÍA ................................................................................................................... 105


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


TRINITARIA EMPLEANDO UN FACTOR DE PLANTA TÍPICO .............................................. 107


ENRIQUE GARCÍA EMPLEANDO UN FACTOR DE PLANTA TÍPICO ................................... 107


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


CON DIFERENTES FACTORES DE PLANTA ......................................................................... 113


12


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


13


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.


14


- 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


15


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.


16


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.


17


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.


18


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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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


20


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


21


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


22


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]

http://www.iea.org/textbase/nppdf/free/2011/key_world_energy_stats.pdf


23


*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



24


*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]


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.




25


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.


26



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:


27


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]

http://www.iea.org/publications/freepublications/publication/ETP_Executive_Sum_Spanish_WEB.pdf

http://www.iea.org/papers/2012/Tracking_Clean_Energy_Progress.pdf


28


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

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):




29


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


30


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]




31


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]




32


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.


33


*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.


34


*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]

http://www.conelec.gob.ec/documentos.php?cd=4214&l=1


35


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



36


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.

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




37


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.


http://www.eoearth.org/article/Energy_transitions


38


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.

http://datos.bancomundial.org/indicador/EG.USE.ELEC.KH.PC/countries/1W?display=graph


39


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%.

http://www.conelec.gob.ec/indicadores/paginas/is_consumo.html?id=9&des=Consumo%20de%20Energia%20Electrica%20per%20Capita%202011:

http://www.conelec.gob.ec/indicadores/paginas/is_consumo.html?id=9&des=Consumo%20de%20Energia%20Electrica%20per%20Capita%202011:


40


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]

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):

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):


41


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


42


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]

http://www.cenace.org.ec/index.php?option=com_content&view=article&id=68&Itemid=59


43


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]

http://www.ceda.org.ec/descargas/publicaciones/matriz_energetica_ecuador.pdf


44


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]


45


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


46


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:


47


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


48


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]


49


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]


50


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


51


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.


52


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.


53


CAPÍTULO III


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]

http://www.siel.gov.co/siel/documentos/documentacion/generacion/costos_indicativos_generacion_ee.pdf


54


- 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:


55


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.



56


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.


57


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.


58


- 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.


59


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.


60


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.


61


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]



62


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.

http://www.elcomercio.com/negocios/subsidios-energia-Ecuador_ECMFIL20110609_0001.pdf


63


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.




64


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

http://www.eppetroecuador.ec/GerenciaComercializacion/index.htm

http://www.fedea.es/pub/est_economicos/2010/13-2010.pdf



65


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


66


: 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.


67


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]

http://investigacion.contabilidad.unmsm.edu.pe/revista/quipu2008-I.pdf


68


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.


69


CAPÍTULO IV


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:





: Tasa de descuento


: Vida útil mas el tiempo de construcción [años]

: Costo Nivelado de Energía [USD/MWh]


70


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]

http://www.conelec.gob.ec/images/normativa/013-08%20MANDATO%2015%20COMPL%20%20No%20%201%20VIGENTE_4TA%20REFORMA%2006-MAY-10.pdf



71


“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]

http://www.conelec.gob.ec/normativa/CONELEC%20plazos.pdf


72


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)




: Tasa de descuento


: 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:


73


donde:

: Cuota anual de inversión [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


74


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]


75


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





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




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


76


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




U6 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



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


77


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]


78


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]


79


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]


80


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.


81


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]


82


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]


83


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.


84


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]


85


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.


86


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)


87


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


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]


88


TOTAL 1.898.989 1.898.989


Tabla 4.8. CÁLCULO DE GASTOS DE ADMINISTRACIÓN POR CENTRAL DE HIDROAGOYÁN

CÁLCULO GASTOS DE ADMINISTRACIÓN


[MW] Factor de


[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


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]


[USD]


[USD]


[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]


[USD]


[USD]


[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


89



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


Tabla 4.13. CÁLCULO DE GASTOS DE ADMINISTRACIÓN POR CENTRAL DE TERMOPICHINCHA

GASTOS DE ADMINISTRACIÓN


[MW] Factor de


[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


90


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


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


Tabla 4.16. CÁLCULO DE GASTOS DE ADMINISTRACIÓN POR CENTRAL DE ELECTROGUAYAS

GASTOS ADMINISTRATIVOS


[MW] Factor de

Ponderación VALOR [USD]

Gonzalo Zevallos 172 172/407 10.525.581

Trinitaria 133 133/407 8.138.967


91


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




[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



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.


COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN TERMOESMERALDAS

Tabla 4.19. COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN DE TERMOESMERALDAS

COSTOS FIJOS DE PRODUCCIÓN - TERMOESMERALDAS




[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.



92


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


93



94


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]

http://www.cenace.org.ec/index.php?option=com_phocadownload&view=category&id=2:phocatmem&Itemid=50


95


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)



96





: 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]

http://html.rincondelvago.com/amortizacion.html


97


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:





[meses]



98


: 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:





[meses]


: 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).


99


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


100


Tabla 4.22. CÁLCULO DE INVERSIÓN TOTAL - CENTRAL ENRIQUE GARCÍA

INVERSIÓN CENTRAL ENRIQUE GARCÍA

MONTO INVERSIÓN: 64.000.000,00 USD




PLAZO: 20 años

GRACIA: 0 años




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




Fuente: AUTOR


101


Tabla 4.23. CÁLCULO DE INVERSIÓN TOTAL - CENTRAL QUEVEDO II

INVERSIÓN CENTRAL QUEVEDO II MONTO INVERSIÓN: 119.000.000,00 USD




PLAZO: 20 años

GRACIA: 0 años




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




Fuente: AUTOR

En la Tabla 4.24 se resumen los costos de inversión, incluidos sus

financiamientos, considerados para los cálculos posteriores:


102


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.


103


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.


http://www.cenace.org.ec/index.php?option=com_phocadownload&view=category&id=6:phocatinfanuales&Itemid=50


104


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


105


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%



[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


*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%



[USD/MWh]


COSTOS FIJOS






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%



[USD/MWh]


COSTOS FIJOS

Costos de Operación, Producción, Mantenimiento* 16.594.925 47,40





Fuente: AUTOR


106



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%



[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


Fuente: AUTOR


107


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%



[USD/MWh]


COSTOS FIJOS






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%



[USD/MWh]


COSTOS FIJOS






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%



[USD/MWh]


COSTOS FIJOS

Costos de Operación, Producción, Mantenimiento* 16.594.925 26,74





Fuente: AUTOR


108


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


[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.


109


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


110


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%.


111


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


112


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.


113


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


[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


114


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


115


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.


116


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


117


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.


118


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).


119


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.


120


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.


121


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.


122


BIBLIOGRAFÍA Y REFERENCIAS

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[12] “Informe final del estudio: Los Subsidios Energéticos en el Ecuador”; Ministerio de Coordinación de

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123


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[21] “Resolución No. CONELEC 013/08” – Disposición Transitoria Tercera. Disponible en Web:

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08%20MANDATO%2015%20COMPL%20%20No%20%201%20VIGENTE_4TA%20REFORMA%2

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

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-

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[23] “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]


http://www.eppetroecuador.ec/GerenciaComercializacion/index.htm




http://www.conelec.gob.ec/normativa/CONELEC%20plazos.pdf







124


[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

http://investigacion.contabilidad.unmsm.edu.pe/revista/quipu2008-I.pdf


http://html.rincondelvago.com/amortizacion.html


125


ANEXO I


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


126


Costos y Gastos de Operación Central Molino


Sueldos y Salarios Operación HP Molino CF 538.246 538.246


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



Seguros HP Molino CF 3.019.458 3.019.458

Transporte Operación HP Molino CF 76.324 76.324





Depreciación Operación HP Molino CF 33.672.382 33.672.382

TOTAL 38.094.861 38.094.861


127


Costos y Gastos Mantenimiento Central Molino


Sueldos y Salarios Mantenimiento HP Molino CF 858.190 858.190


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


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



Seguros HP Molino CF 11.920 11.920

Transporte Mantenimiento HP Molino CF 55.928 55.928





Indemnización Laboral HP Molino CF 264 264

Depreciación Mantenimiento HP Molino CF 154.030 154.030

TOTAL 2.391.951 2.391.951


128


HIDROPAUTE - CENTRAL MAZAR (170 MW)

Costos Fijos de Producción Central Mazar


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


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


Sueldos y Salarios Operación HP Mazar CF 200.487 200.487


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


129


Costos y Gastos Mantenimiento Central Mazar


Sueldos y Salarios Mantenimiento HP Mazar CF 226.234 226.234


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


130


GASTOS DE ADMINISTRACIÓN HIDROPAUTE

Gastos de Administración HIDROPAUTE


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


131


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


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



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



Seguros HA CA CF 1.475.419 1.475.419

Transporte Operación HA CA CF 33.525 33.525




TOTAL 3.394.094 3.394.094


132


Costos de Mantenimiento Central Agoyán



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



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




TOTAL 664.443 664.443

HIDROAGOYAN – CENTRAL PUCARÁ (70 MW)

Costos de Producción Central Pucará


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


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


133


Costos de Operación Central Pucará



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 de Viaje y Movilización Operación HA CP CF 810 810




Transporte Operación HA CP CF 23.490 23.490


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



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


Servicios Básicos Mantenimiento HA CP CF 5.527 5.527


Gastos de Viaje y Movilización Mant. HA CP CF 2.224 2.224




Transporte Mantenimiento HA CP CF 17.364 17.364


Capacitación HA CP CF 8.248 8.248

Combustible consumo interno HA CP MAN 5.852 5.852

TOTAL 247.792 247.792


134


GASTOS DE ADMINISTRACIÓN HIDROAGOYÁN

Gastos de Administración HIDROAGOYÁN


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


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


135


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


136


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


137


ANEXO II


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


138


TERMOPICHINCHA – CENTRAL SANTA ROSA (51 MW - TURBINAS A GAS)

Costos y Gastos Fijos de Operación, Producción y Mantenimiento Central Sta. Rosa


Combustible TP CSR MAN 5.474.587 5.474.587

Lubricantes TP CSR MAN 3.530 3.530


Insumos Materiales Mantenimiento Preventivo TP CSR MAN 66.345 66.345

Servicios Externos Mantenimiento Preventivo TP CSR MAN 70.810 70.810


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


139


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


140


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


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.


141


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


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


Combustible EG CT MAN 29.134.090 29.134.090


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


142


ELECTROGUAYAS - CENTRAL ENRIQUE GARCÍA (102 MW – TURBINA GAS)

Costos y Gastos Fijos de Operación, Producción y Mantenimiento Central Enrique García


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


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


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


143


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


Insumos Materiales Mantenimiento Preventivo TE MAN 2.477 2.477

Servicios Externos Mantenimiento Preventivo TE MAN 488.056 488.056


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


144


TERMOESMERALDAS – CENTRAL LA PROPICIA (10.5 MW - MCI)

Costos y Gastos Fijos de Operación, Producción y Mantenimiento Central La Propicia


Combustible TP CP MAN 734.426 734.426

Lubricantes TP CP MAN 173.410 173.410

Químicos TP CP MAN 480 480


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


145


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


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


146


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]



147





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)


TERMOESMERALDAS

TERMOPICHINCHA

ELECTROGUAYAS

* Para este mes, la Central Quevedo II aún no se encuentra en operación




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)


* Para este mes, la Central Quevedo II aún no se encuentra en operación




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


148





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)


ELECTROGUAYAS




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)





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)



149





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)


TERMOESMERALDAS

TERMOPICHINCHA




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)





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)


TERMOESMERALDAS

TERMOPICHINCHA

* Datos calculados como promedio de los valores de los meses existentes


150





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)





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)





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)


ELECTROGUAYAS

TERMOESMERALDAS

TERMOPICHINCHA

* Datos calculados como promedio de los valores de los meses existente

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