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UNIVERSIDAD POLITÉCNICA SALESIANA
SEDE CUENCA
CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA
“PROPUESTA DE MARCO REGULATORIO PARA LA
REMUNERACIÓN ECONÓMICA DE LA GENERACIÓN EÓLICA EN
EL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA DEL ECUADOR
FUNDAMENTADO EN LA SIMULACIÓN DEL MODELADO
MATEMÁTICO DEL VIENTO”
Tesis, previa a la obtención del Título de:
INGENIERO ELÉCTRICO
Autor:
ADRIÁN RODRIGO CRIOLLO RÍOS
Director:
ING. PABLO MÉNDEZ.
Cuenca, Julio 2013
UNIVERSIDAD POLITECNICA SALESIANA
MARCO REMUNERATIVO PARA GENERACION EOLICA EN ECUADOR
Autor: Adrián Criollo
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DECLARATORIA DE RESPONSABILIDAD
Los conceptos desarrollados, análisis realizados y las conclusiones del presente trabajo,
son de exclusiva responsabilidad de los autores y autorizo a la universidad Politécnica
Salesiana el uso de la misma con fines académicos.
Cuenca, 3 Julio de 2013.
ADRIAN RODRIGO CRIOLLO RIOS
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MARCO REMUNERATIVO PARA GENERACION EOLICA EN ECUADOR
Autor: Adrián Criollo
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Ingeniero, Pablo Méndez Santos. Director de Tesis.
CERTIFICO
Que la presente tesis ha sido desarrollada bajo todos los reglamentos estipulados por la
Universidad Politécnica Salesiana y ha cumplido con todos los requerimientos para su
aprobación.
Atentamente,
Ingeniero, Pablo Méndez Santos.
DIRECTOR DE TESIS
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Autor: Adrián Criollo
3
AGRADECIMIENTOS
Al ser a quien que todos los días, cuando me levanto doy gracias. Hoy
más que nunca manifiesto a viva voz mi agradecimiento Niño Jesús de Praga.
Como poder no agradecer también a esa persona, que toda la vida
luchaste por darme lo mejor de lo mejor, el más grande regalo, tu tiempo , y
vida , sin tus palabras y tu cariño, jamás los hubiera logrado. Mami Ma.
Azucena.
Al Ing. Jorge Vega Soto Administrador del contrato y Proyecto Eólico
Villonaco, Unidad de Negocios CELEC EP-GENSUR
A todos aquellos profesores que con afán, empeño y coraje nos supieron
guiar desde el primer ciclo hasta el décimo en especial a mi director de Tesis,
Ing. Pablo Méndez .Mg, que me brindo su tiempo y carisma para solventar
todas las dudas de la ingeniería eléctrica, como de la vida profesional, Y a mi
amigo e Ing. Antonio Barragán quien me guio en el mundo de las Energías
Renovables.
A todos los amigos Eléctricos y Electrónicos que me brindaron su
amistad apoyo, ¡PROHIBIDO OLVIDAR SALESIANOS POR SIEMPRE….!
ADRIAN CRIOLLO R.
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DEDICATORIA
Dedico con todo mi amor a las personas que me regalaron la vida, mis
Padres Manuel y Azucena, a mis dos hermanas, mis amores, Jani y Cami y a
la persona que me regalo su vida para unir a la mía, mi esposa Karina.
La fuerza, la constancia y perseverancia has puesto Dios sobre mi
espalda para hoy dar cuentas con este humilde trabajo. Lleno de valentía y
mucha pena que partiste abuelita Pepita este trabajo también va por ti en el
cielo junto a mis otras abuelitas se sientan muy llenos de orgullo de un nieto
más que sale adelante ....Siempre estarán en mi corazón.
ADRIAN CRIOLLO R.
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Resumen:
El Trabajo que a continuación se presenta, constituye una importante
gratitud con el planeta, debido a que solo estamos acostumbrados a conectar y
apagar el TV, la radio, el microondas, la estufa etc ; pero no nos percatamos del
mundo que existe detrás del toma corriente como es la Generación Eléctrica.
Es de mucha importancia que el lector tenga en cuenta que para poder utilizar
sus componentes electrónicos se necesita generar la electricidad en alguna
parte. Existen diferentes formas de generar la electricidad específicamente en
Ecuador; como por ejemplo la generación Hidráulica basada en la energía
potencial del agua almacenada, que luego es transformada en energía
mecánica lista para ser convertida a corriente eléctrica. La energía Térmica,
también llamada la energía de respaldo en algunos países, esta opta por el
principio de calentar turbina sean estas de gas o de agua, a través de diesel,
Fuel Oil, Nafta; provocando daños irreparables a la naturaleza aportando gases
de efecto invernadero a la capa de ozono, más aun consumiendo la riqueza
limitada como es el petróleo de todos los ecuatorianos. También suman a esta
generación los generadores virtuales que se les conoce con el nombre de
Importaciones de Electricidad desde otros países que para nuestro caso son
Perú y Colombia, cabe resaltar , con precios que en muchas de las ocasiones
son más altos que los precios promedios generación Ecuatoriana.
Ecuador ha empezado ya la concientización de las energías verdes, y
es precisamente los ingenios Azucareros como el ingenio Valdez, San Carlos,
quienes ya participan con su grano de arena energético; aportando a la red
eléctrica nacional, generación del tipo cogeneración es decir sus bagazos de
caña, sirven para generar en sus turbinas electricidad. Pero aun disminuyendo
la cantidad de combustibles seguimos emitiendo CO2 a la atmosfera.
En el capítulo I, se explica la promoción de la Energía eólica dentro del
contexto mundial como nacional; se continúa con la formación del Mercado
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Eléctrico Ecuatoriano (M.E.M) y se finaliza con la reseña histórica de la
legislación de las energías renovables en Ecuador.
En el capítulo II, se presenta un estudio detallado del componente
principal que hace posible llevar a cabo la generación eólica; el viento. Primero
se dará un breve recuento sobre cómo se forma el viento, clases de viento, y
los instrumentos de medición del viento .Concluida esta revisión, se continua
con los objetivos de esta tesis que es la recolección de registros de viento
conocidos coloquialmente como “Datas, con el fin de obtener el potencial
bruto de generación eléctrica en base al viento real registrado. Para analizar el
potencial eólico disponible, se modela el viento como una función matemática
continua, el objetivo es tratar de predecir las frecuencias de las observaciones
registradas durante todo el año de estudio.
En el capítulo III, se busca la metodología de obtención de precios de
kWh de este tipo de generación. Primero se calculara del precio unitario de
potencia (P.U.P) siguiendo la metodología del Consejo Nacional de Electricidad
(CONELEC), llegado a obtener el precio del kWh-mes. Conocidos los temas
anteriores, se procede analizar el primer caso base y único hasta la presente
fecha en que se basó la Tesis, que es el Proyecto Eólico Villonaco en Loja;
gracias a la ayuda de los ingenieros de CELEC EP GENSUR LOJA, se obtiene
los datos en cuanto a costos de tipo económico y los datos energéticos como
velocidad del viento, factor de planta etc. Por último se simula de manera
iterativa, la metodología de la regulación CONELEC 003/11 que tiene como fin,
determinar los precios y plazos de concesión delegados para la generación
privada.
El capítulo IV constituye el producto final de la presente tesis,
culminando con los objetivos planteados. Aquí se desarrolla mediante una
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simulación el Análisis de Sensibilidad para los tres escenarios de tarifación
propuestas. El desarrollo comienza con la creación de un simulador económico
–financiero desarrollado en Excel con entradas desde Matlab para analizar el
potencial eólico disponible, lo que se buscará, será llegar a determinar los
precios y plazos más cómodos para la promoción de la generación eólica en el
Ecuador; se darán soluciones tentativas para llegar cubrir déficits ocasionados
por la tarifa propuesta a remunerar comparándolas con una central Térmica
Diesel Catamayo en Loja. Teniendo el enfoque siempre de que a pesar que el
estado ecuatoriano sea el propietario de todos estos proyectos emblemáticos
siempre necesitara tener principios de eficiencia, responsabilidad, accesibilidad,
continuidad y calidad, velando que sus tarifas sean equitativas.
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CONTENIDOS:
AGRADECIMIENTOS…………………………………………………………………………………….3
DEDICATORIA………………………………………………………………………………………........4
RESUMEN………………………………………………………………………………………………...5
INDICE DE CONTENIDOS……………………………………………………………………………...8
INDICE DE FIGURAS…………………………………………………………………………………..12
INDICE DE TABLAS…………………………………………………………………………………….14
GLOSARIO……………………………………………………………………………………………….16
I SITUACION ACTUAL DE PROMOCION DE LA ENERGIA EOLICA A NIVEL MUNDIAL,
REGIONAL, FORMACION DEL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA DEL ECUADOR Y
RESEÑA HISTORICA DE LEGISLACION EN ENERGIAS RENOVABLES. ............................ 19
1.1 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA A ESCALA GLOBAL A FINALES DEL 2009. ............... 19
1.2 ANTECEDENTES DE LA ENERGÍA EÓLICA A NIVEL GLOBAL. ................................ 20
1.3 SITUACION EOLICA EN ALEMANIA ........................................................................ 24
1.3.1 Forma de cálculo de tarifas en Alemania .................................................................. 26
1.3.2 Los factores considerados en el cálculo de tarifas para generadores que utilizan
energías renovables. ........................................................................................................... 26
1.4 SITUACION EOLICA EN ESPAÑA ........................................................................... 26
1.4.1 Forma de cálculo de tarifas y Real Decreto 661/2007. .............................................. 28
1.4.2 SITUACION EOLICA EN ESTADOS UNIDOS. ...................................................... 29
1.4.3 Forma de Cálculo de tarifas en EEUU: ..................................................................... 30
1.5 SITUACION ACTUAL DE LA PRODUCCION EOLICA EN ECUADOR ........................ 32
1.5.1 Expectativas Renovables hacia el 2015 ................................................................... 33
1.5.2 Oportunidades Eólicas en Ecuador insular y Continental. ......................................... 34
1.5.3 Atlas Eólico del Ecuador Con Fines de Generación Eléctrica ................................... 34
1.6 SITUACIÓN ACTUAL DEL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (M.E.M) DEL
ECUADOR .............................................................................................................................. 38
1.6.1 Reseña Histórica de la Electricidad en Ecuador ....................................................... 38
1.6.2 TIPOS DE TRANSACCIONES EN EL MERCADO ELECTRICO .............................. 41
1.7 REPASO DE LAS REGULACIONES PARA LAS ENERGÍAS RENOVABLES NO
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CONVENCIONALES EMITIDAS POR EL CONSEJO NACIONAL DE ELECTRICIDAD
CONELEC: ............................................................................................................................. 43
1.7.1 Regulación CONELEC 002/11 ................................................................................. 43
1.7.2 Regulación CONELEC 003/11 ................................................................................. 44
1.7.3 Regulación CONELEC 004/11 ................................................................................. 45
1.7.4 Regulación CONELEC 009/08 ................................................................................. 47
1.7.5 Regulación CONELEC 008/08 ................................................................................. 49
II ESTUDIO DE UN MODELO MATEMÁTICO PARA ANALIZAR EL FENÓMENO DEL
VIENTO CON FINES ENERGETICOS. ................................................................................... 51
2.1 Norma Internacional IEC64100-1 para Aerogeneradores. ........................................ 51
2.2 ORIGEN DEL VIENTO. ............................................................................................... 54
2.2.1 VARIABILIDAD DIURNA (NOCHE Y DIA) DELVIENTO. .......................................... 55
2.2.2 ESCALAS GLOBALES DE VIENTO: ....................................................................... 55
2.2.3 VIENTOS DE ESCALA MICRO . .............................................................................. 57
2.3 VARIACIÓN DE LA VELOCIDAD DEL VIENTO CON LA ALTURA .............................. 57
2.4 INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN DEL VIENTO: ......................................................... 60
2.5 UNIDADES Y ESCALAS.............................................................................................. 61
2.6 ROSA DE VIENTO. ..................................................................................................... 62
2.7 POTENCIA TEÓRICA DEL VIENTO ........................................................................... 64
2.8 MODELO MATEMATICO DEL VIENTO CON FINES DE GENERACION ELECTRICA 66
2.8.1 Función de distribución de Weibull ........................................................................... 69
2.8.2 Ajuste No Lineal ....................................................................................................... 71
2.8.3 Ajuste Lineal por mínimos cuadrados: ...................................................................... 71
2.9 EJEMPLO DE CÁLCULO PARA DETERMINAR EL FACTOR DE CAPACIDAD EÓLICO.
73
2.10 ANALISIS DE DATOS (DATAS) RECOPILADOS POR LA ESTACION VILLONACO
TORRE 1, TORRE2 TORRE 3,PARA LA ESTIMACION DE ENERGIA EOLICA APLICANDO
COMANDOS EN MATLAB. ..................................................................................................... 76
2.10.1 Calculo del tiempo estimado de funcionamiento de un aerogenerador en Villonaco . 78
2.10.2 Rosa de Vientos en dirección y frecuencia de Villonaco. .......................................... 81
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2.11 ENERGÍA SUMINISTRADA POR EL AEROGENERADOR: ......................................... 81
2.11.1 Energía por unidad de tiempo suministrada por el viento .......................................... 81
2.11.2 Energía por unidad de tiempo suministrada por el aerogenerador. ........................... 82
2.12 DESCRICION DEL RECURSO EOLICO POR REGIONES EN ECUADOR .................. 83
III METODOLOGIA PARA EL CÁLCULO DEL PRECIO DE VENTA DE LA ENERGIA
ELECTRICA GENERADA POR EL VIENTO Y FIJACION DEL PLAZO DE CONCESION EN
ECUADOR REGULADO POR EL CONELEC ......................................................................... 89
3.1 DEFINICIÓN DE PARÁMETROS INFLUYENTES EN LOS COSTOS DE GENERACIÓN
EÓLICA Y CÁLCULO DEL PRECIO UNITARIO DEFINIDO POR EL CONELEC. .................... 89
3.2 EJEMPLO DE DETERMINACION DEL PRECIO UNITARIO POTENCIA PARA EL
PARQUE EOLICO SAN CRISTOBAL-GALAPAGOS. .............................................................. 92
3.3 RECOPILACION DE DATOS PARA EL PROYECTO BASE:....................................... 95
3.3.1 Entidad Ejecutora: .................................................................................................... 95
3.3.2 Cobertura:................................................................................................................ 95
3.3.3 Localización: ............................................................................................................ 95
3.3.4 Monto: ..................................................................................................................... 96
3.3.5 Plazo de Ejecución: 12 meses. ................................................................................ 96
3.3.6 Viabilidad Económica Financiera: ............................................................................. 97
3.3.7 Estructura Referencial de costes en un proyecto Eólico Estándar One.Shore para
Villonaco. ............................................................................................................................ 98
3.3.8 Villonaco y el cambio Climático .............................................................................. 100
3.3.9 Calculo la huella de carbono .................................................................................. 100
3.4 SUPUESTOS ESTÁTICOS PARA EL CÁLCULO ECONÓMICO DE VILLONACO. .... 102
3.5 IDENTIFICACIÓN Y VALORACIÓN DE LA INVERSIÓN TOTAL, COSTOS OPERACIÓN
Y MANTENIMIENTO INGRESOS Y BENEFICIOS. ............................................................... 103
3.6 FLUJOS FINANCIEROS Y/O ECONÓMICOS DE VILLONACO ................................. 104
3.7 ANÁLISIS DE SOSTENIBILIDAD............................................................................... 107
Análisis del impacto ambiental y de riesgos ....................................................................... 107
3.8 INTEGRACIÓN A LA RED DEL S.I.N DE VILLONACO: ............................................. 107
3.8.1 Estructura Operativa .............................................................................................. 107
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3.9 UTILIZACIÓN DEL METODOLOGÍA DEL CONELEC PARA EVALUAR EL PROYECTO
CASO BASE VILLONACO-LOJA-GENSUR. ......................................................................... 110
IV CREACIÓN Y APLICACIÓN DE LA PROPUESTA REMUNERATIVA A LOS
GENERADORES EÓLICOS EN ECUADOR EN FUNCIÓN DE UN ANÁLISIS DE
SENSIBILIDAD ITERATIVO. ................................................................................................. 122
GENERACION EÓLICA DEL ECUADOR .............................................................................. 125
SIMULADOR TECNICO-ECONÓMICO ................................................................................ 125
4.1 RESULTADOS EN FUNCIÓN DE INDICADORES PARA LA PROPUESTA
PLANTEADA......................................................................................................................... 134
4.1.1 Sensibilidad a la Variación del porcentaje de Financiamiento propio/externo versus el
TIR, VAN del proyecto Villonaco teniendo como remuneración Venta Energía más Cers. .. 134
4.1.2 Sensibilidad al Interés anual de préstamo. ............................................................. 135
4.1.3 Sensibilidad al pago de la deuda [años] ................................................................. 136
4.1.4 Sensibilidad a la Tasa de descuento TD ................................................................. 137
4.1.5 Sensibilidad a años de Amortización: ..................................................................... 138
4.2 COMPARACIÓN DE LA METODOLOGÍA ACTUAL DE REMUNERACIÓN DEL
CONLEC FRENTE METODOLOGÍA PROPUESTA. ............................................................ 140
4.3 EL COSTO DE MANTENIMIENTO ............................................................................ 142
4.4 ALTERNATIVAS DE SOLUCIONES PARA CUBRIR LOS DÉFICITS OCASIONADOS
POR UN PRECIO SUPERIOR A LA REGULACION ACTUAL 004/11. ................................... 143
4.4.1 Recogimiento de datos de central térmica catamayo. ............................................. 144
4.4.2 Subestación n° 5 (catamayo) ................................................................................. 144
4.4.3 Alumbrado público en Loja ..................................................................................... 144
4.5 ANALISIS ENERGETICO DE CATAMAYO VERSUS VILLONACO ............................ 145
4.6 SEGUNDA ALTERNATIVA PARA CUBRIR EL DÉFICITS ......................................... 149
4.7 CONTRATACIÓN REGULADA DE AUTOGENERADORES (GRANDES
CONSUMIDORES O CONSUMIDORES FINALES):.............................................................. 157
4.7.1 Comercialización de Excedentes menores a 1MW ................................................. 158
4.7.2 Despacho de los autogeneradores: ........................................................................ 158
4.8 MECANISMO DE CONTRATACIÓN ENTRE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Y
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GENERADORES NO CONVENCIONALES. .......................................................................... 158
V CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .............................................................. 164
ANEXOS ............................................................................................................................... 174
Ajuste No Lineal ................................................................................................................ 196
INDICE DE FIGURAS:
Figura 1Generacion Eléctrica a nivel global, Marzo 2009 ......................................................... 20
Figura 2Valor porcentual del incremento de las energías, 2005-2009. ..................................... 20
Figura 3 Crecimiento de la Capacidad Eólica en el Mundo ....................................................... 21
Figura 4 Distribución acumulada de la capacidad Eolo Eléctrica en el 2012 .............................. 22
Figura 5 Grupo 1 en Energía Eólica. ......................................................................................... 22
Figura 6 Grupo 3 en energía Eólica. ......................................................................................... 23
Figura 7Capacidad Eólica Instalada en América Latina ............................................................. 23
Figura 8 Reparto de Mercado de Aerogeneradores 2010 ......................................................... 24
Figura 9 Fuentes de energía renovable en Alemania (2010). .................................................... 25
Figura 10Participación en % de las ERNC en la generación eléctrica de España (2010). ............ 27
Figura 11Potencia eólica instalada y acumulada España (Azul) y Estados Unidos (Rojo) .......... 29
Figura 12 Mapa con la potencia eólica (MW) instalada en EEUU .............................................. 32
Figura 13Parque San Cristóbal-Cerro Tropezón ....................................................................... 33
Figura 14Evolucion Electrificación en el Ecuador ..................................................................... 38
Figura 15Modelo Vertical del EX INECEL .................................................................................. 38
Figura 16Modelo del Mercado eléctrico Mayorista. ................................................................. 40
Figura 17Funcionamiento Mercado Mayorista Electricidad hasta antes del Mandato 15 ......... 41
Figura 18a) Brisa Marina b) brisa Terrestre .............................................................................. 56
Figura 19Viento ascendente día y descendente en la Noche .................................................... 57
Figura 20Perfiles de viento, dado la topografía del terreno. .................................................... 58
Figura 21 Perfil vertical del viento en función de la longitud de rugosidad ............................... 59
Figura 22Anenometro de Cazoletas ......................................................................................... 60
Figura 23 Veleta...................................................................................................................... 61
Figura 24Rosa de Viento .......................................................................................................... 63
Figura 25 Flujo atreves de un disco .......................................................................................... 64
Figura 26 Modelamiento de los datos registrados en función al factor escala .......................... 69
Figura 27 Ubicación geográfica Villonaco Loja ......................................................................... 76
Figura 28 WIzard de Matlab para importar un archivo desde Excel . ........................................ 77
Figura 29 Velocidades registradas de la Torre 2 del año 2004 en Villonaco con Matlab. ........... 77
Figura 30 Velocidad del viento en 1 día ;01/01/2004 Villonaco. .............................................. 78
Figura 31 Ajuste de los datos del Viento al Modelo de Weibull. ............................................... 80
Figura 32 Rosa de Vientos en direcciona y frecuencia de Villonaco. ......................................... 81
Figura 33 Curva de Potencia Aerogenerador ACCIONA 1,5MW. ............................................... 82
Figura 34 Ajuste de un polinomio grado 3 a la Curva de Potencia Aerogenerador. ................... 83
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Figura 35 Zona Oriental en función Densidad Potencia a 80m de altura. .................................. 84
Figura 36 Zona Sierra en función Densidad Potencia a 80m de altura. ..................................... 85
Figura 37 Zona Costa en función Densidad Potencia a 80m de altura. ...................................... 86
Figura 38 Zona Insular en función Densidad Potencia a 80m de altura. .................................... 87
Figura 39 Localización UTM Villonaco ...................................................................................... 96
Figura 40 Historial de costos de Implementación eólicos en EEUU2007 ................................... 97
Figura 41 Costo implementación de proyectos eolicos en EEUU por capacidad de potencia ... 97
Figura 42 Estrucura de Costes de un proyecto Eólico OneShore............................................... 98
Figura 43 Precio de venta de energía eléctrica generada por viento EEUU ............................... 98
Figura 44 Precio de la Eólica en función del factor Planta en EEUE. ......................................... 99
Figura 45 Promedio de costos O&M desde 2000 al 2007 en EEUU ......................................... 100
Figura 46 Factores de emisión para cálculo de Huella de Carbono ......................................... 101
Figura 47 Ciclo de Mecanismo Desarrollo Limpio (Fuente Mitsubishi Energy2010) ................ 102
Figura 48 Nuevo mapa del Sistema Nacional Interconectado con GENSUR Villonaco Loja para el
2013 ..................................................................................................................................... 108
Figura 49 Diagrama Unifilar de Villonaco ya en el S.N.I a Marzo del 2013. ............................. 109
Figura 50 Simulación de 12 graficas TIR de Villonaco aplicando la regulación 003/11 variando el
Plazo y luego el Precio[usd/gal]del diesel en EXCEL ............................................................... 115
Figura 51 Simulación de 12 graficas TIR de Villonaco aplicando la regulación 003/11 variando el
Plazo y luego el Precio[usd/gal]del diesel con intersección de la gráfica TD Tasa Descuento
Calculada. ............................................................................................................................. 115
Figura 52 Ejemplo de una Regresión tipo polinómica de grado 2 con MATLAB. ..................... 117
Figura 53 Ajuste por regresión polinomial de grado 6 a los puntos de una gráfica TIR de
Villonaco ............................................................................................................................... 118
Figura 54 Visualización tanto de la gráfica por regresión Vs la Grafica Original TIR en Villonaco
............................................................................................................................................. 118
Figura 55 Curva que deberíamos obtener siguiendo la metodología del Modelo del CONELEC
para Precios –Plazo Fuente:( CONELEC,2010). ....................................................................... 120
Figura 56 Curva Obtenida una vez que el precio-plazo simulada en Matlab acorde a la
Regulación 003/11 ................................................................................................................ 120
Figura 57 Flujo grama de Trabajo para analizar la creación de la Propuesta Remunerativa a la
Generación Eólica ................................................................................................................. 123
Figura 58 Hoja de Cálculo Ingresos ....................................................................................... 127
Figura 59 Ingreso de la Tarifa Propuesta. ............................................................................... 127
Figura 60: Curva de Potencia de Generación Eólica de Siemen para la hoja de producción en
Excel ..................................................................................................................................... 133
Figura 61 Variación Financiamiento VS TIR Y VAN . ............................................................... 135
Figura 62 Variación del Interés Anual .................................................................................... 136
Figura 63 : Variación del Plazo de la Deuda............................................................................ 137
Figura 64 Variación TD vs VAN ............................................................................................... 138
Figura 65 Variación de la amortización vs TIR y VAN .............................................................. 139
Figura 66 Variación de la Inflación TIR y Van .......................................................................... 140
Figura 67 Organigrama Mundial del mantenimiento ............................................................. 142
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Figura 68 Curva del Costo de Mantenimiento con Relación al Tiempo ................................... 143
Figura 69: Ingresos por energía Villonaco vs Catamayo .......................................................... 146
Figura 70 Gastos Ocasionados por generación Térmica ......................................................... 146
Figura 71: Comparación Generación Electricidad ................................................................... 147
Figura 72 Costo KWh Generado ............................................................................................. 147
Figura 73: 11,18GWh en Villonaco con precio Propuesto ....................................................... 148
Figura 74: 11,18GWh en Villonaco con precio Regulación 004/11 .......................................... 148
Figura 75 Seleccion de Precio para Huascachaca para no tener deficit. .................................. 153
Figura 76 Selección del precio de Salinas para no tener déficit. ............................................. 154
Figura 77 Seleccion del precio de Chinchas para no tener déficits. ......................................... 156
Figura 78 Equipamiento Equivalente: Central Ducal............................................................... 157
Figura 79 Seleccion del precio de Ducal, para no tener déficits. ............................................. 157
Figura 80 Propuesta Precio KWh-Eolico Ecuador ................................................................... 164
Figura 81: Propuesta en Tiempo para concesión.................................................................... 165
Figura 82 Logger NRG SYSTEMS ............................................................................................. 179
Figura 83 Estación de monitoreo de viento ........................................................................... 180
Figura 84 Anemómetro 1 NRG ............................................................................................... 180
Figura 85 Veleta NRG 200P .................................................................................................... 181
Figura 86 Temperatura NRG .................................................................................................. 182
Figura 87 Irradiación solar NRG ............................................................................................. 182
Figura 88 Barómetro NRG BP20 ............................................................................................ 183
Figura 89 Humedad Relativa NRG RH 5V ............................................................................... 183
ÍNDICE DE TABLAS:
Tabla 1 Objetivos en Energías Renovables. .............................................................................. 33
Tabla 2 Proyectos previstos de generación eólica en Ecuador. ................................................. 34
Tabla 3POTENCIAL EOLICO BRUTO DEL ECUADOR. .................................................................. 36
Tabla 4Potencial Eólico Factible a Corto Plazo. ........................................................................ 37
Tabla 5 Selección del Aerogeneradores en base IEC64100-1 .................................................. 53
Tabla 6Vida útil de diseño aerogeneradores ............................................................................ 53
Tabla 7Coeficiente de Hellmann en función de la rugosidad del terreno .................................. 59
Tabla 8Valores de velocidad de viento a varias alturas ............................................................ 59
Tabla 9Equivalencias de la escala Beaufort .............................................................................. 62
Tabla 10 Variación de la densidad, temperatura y presión con la altitud en una atmosfera
estándar.................................................................................................................................. 66
Tabla 11 Tabla de valores discretos. ........................................................................................ 67
Tabla 12 Tabla de Frecuencias Individuales y acumuladas. ...................................................... 67
Tabla 13 Cálculo de valores de la frecuencia fija y acumulada.................................................. 71
Tabla 14 Parámetros de los ajustes lineal y no lineal ............................................................... 73
Tabla 15 Curva de potencia utilizada en el ejemplo de cálculo. ................................................ 74
Tabla 16 Estimación de la potencia media ............................................................................... 75
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15
Tabla 17 Código Matlab para obtener horas de funcionamiento de Matlab. ............................ 79
Tabla 18 Comparación de Datos registrados vs Modelo Weibull. ............................................. 80
Tabla 19Densidad de Potencia en Matlab. ............................................................................... 82
Tabla 20 Determinación Precio Unitario de Potencia. ............................................................. 91
Tabla 21 Determinación PUP Galápagos ................................................................................. 95
Tabla 22 Estructura de Costos basado en Matriz de Marco Lógico. .......................................... 97
Tabla 23 Supuestos estáticos para el cálculo económico ....................................................... 103
Tabla 24 Valores económicos calculados de manera estática................................................. 104
Tabla 25 Flujos económicos en escenario estático sin considerar la venta de energía. ........... 105
Tabla 26 Flujos económicos en escenario estático considerando la venta de energía............. 106
Tabla 27 Proceso de Contracción Villonaco............................................................................ 107
Tabla 28 Datos de entrada a la simulación. ............................................................................ 112
Tabla 29 Valores TIR arrojados por la simulación en Matlab variando plazo[años],
Precio[usd/gal]del diesel. ...................................................................................................... 113
Tabla 30 Calculo de la Tasa de Descuento o WACC. ............................................................... 114
Tabla 31 Pantalla de Bienvenida para Análisis de Viabilidad Económica ................................. 125
Tabla 32 Calculo de la Tarifa Regulada. .................................................................................. 128
Tabla 33 Calculo de P.U.P para cuatro casos en Ecuador. ....................................................... 128
Tabla 34 Ingreso de costes para el parque Eólico. .................................................................. 129
Tabla 35 Ingresos de los Costes de Ejecución de la Obra. ....................................................... 129
Tabla 36 Hoja de CASH FLOW o Flujo de Caja , la más importante para calcular el VAN Y TIR. 131
Tabla 37 Resultados del Análisis Económico-Financiero, utilizando datos de Villonaco con un
solo tipo de Tarifa ................................................................................................................. 132
Tabla 38 Calculo del P.R.I en la misma hoja de CASH FLOW. .................................................. 132
Tabla 39: Tabla de Viento y Generación W de Generadores Siemen. ..................................... 134
Tabla 40 Ingreso = Venta Energía +CERS. ............................................................................... 135
Tabla 41 Sensibilidad al Interés con Tarifa Energía+Cers ........................................................ 136
Tabla 42 Sensibilidad al pago de la deuda en años ................................................................. 137
Tabla 43 Sensibilidad a la Tasa de descuento ......................................................................... 138
Tabla 44 Sensibilidad a años de depreciación ........................................................................ 138
Tabla 45 Sensibilidad a la inflación. ....................................................................................... 139
Tabla 46 Resultados de Metodología Actual frente a Metodología calculada en base al costo de
O&M del 2 y 3 por ciento de la Inversión ............................................................................... 141
Tabla 47: Alumbrado público en Loja ..................................................................................... 145
Tabla 48 Análisis energético, rendimiento, consumo de diesel de la Central Catamayo-Loja. . 145
Tabla 49 Simulación de Solución de la Propuesta con Centrales Térmicas diesel. ................... 149
Tabla 50 Costos medios KW-h según Transacción en el Mercado Eléctrico. ........................... 150
Tabla 51 Equipamiento Equivalente: CENTRAL EOLICA VILLONACO ....................................... 151
Tabla 52 Escogimiento del precio Importaciones para solventar déficits en Villonaco. ........... 151
Tabla 53 Equipamiento Equivalente: CENTRAL EOLICA HUASCACHACA. ................................. 152
Tabla 54 Equipamiento Equivalente: CENTRAL EOLICA SALINAS............................................. 154
Tabla 55 Equipamiento Equivalente: CENTRAL EOLICA CHINCHAS. ........................................ 155
Tabla 56 Precios Calculado para la propuesta de Marco Regulatorio de Generación Eólica luego
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16
de simular para los factores de planta propuesto dentro de los años de concesión calculados
............................................................................................................................................. 164
Tabla 57 Datos de la torre 1wilong periodo 04-01-04 al 07-11-04 .......................................... 177
GLOSARIO
CATEG Corporación para la administración Temporal Eléctrica de
Guayaquil
CELEP EPTRANSELECTRIC Corporación Eléctrica del Ecuador-Unidad de Negocios
Transelectric
CENACE Centro nacional de control de energía
CMG Componente Marginal Generación
CER’s Certificado de reducciones de Carbono
CMP Costo Medio de Producción
CNEL Corporación Nacional Electricidad
CONELEC Consejo Nacional de Electricidad
FERUM Programa para energización Rural y electrificación urbana
marginal.
IEC International Electrotechnical Commission
INEC Instituto Ecuatoriano de Estadísticas Y CENSOS
MDL’s Mecanismo de Desarrollo Limpio
MEER Ministerio electricidad y energías Renovable.
MEM Mercado eléctrico Mayorista.
MICSE Ministerio de Sectores Estratégicos,
O&M Costo de Operación, Mantenimiento y administración
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17
SNI Sistema nacional interconectado.
INECEL Instituto Ecuatoriano de Electrificación
TIE Transacciones Importación Energía
PRPD Potencia Remunerable puesta a disposición.
kWh kilowatios hora
PUP Precio Unitario de Potencia
LRSE Ley de Régimen de Sector Eléctrico.
RLRSE Reforma a la ley de régimen de sector Eléctrico.
RSFMEM Reglamento Sustitutivo del funcionamiento del MEM
DATAS Registro de las Medidas del viento dentro de una estación
meteorológica .
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18
CAPITULO I
SITUACION ACTUAL DE PROMOCION DE LA ENERGIA EOLICA A NIVEL
MUNDIAL, REGIONAL, FORMACION DEL MERCADO ELECTRICO
MAYORISTA DEL ECUADOR Y RESEÑA HISTORICA DE LEGISLACION
EN ENERGIAS RENOVABLES.
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19
I SITUACION ACTUAL DE PROMOCION DE LA ENERGIA EOLICA A
NIVEL MUNDIAL, REGIONAL, FORMACION DEL MERCADO
ELECTRICO MAYORISTA DEL ECUADOR Y RESEÑA HISTORICA DE
LEGISLACION EN ENERGIAS RENOVABLES.
INTRODUCCION:
Existen muchas definiciones de energía renovable, sin embargo, una de
las definiciones más precisas corresponde a la de la Asociación de Industrias
de Energía Renovable de Texas (TREIA), que es:
“Energía renovable corresponde a cualquier energía que es regenerada
en un corto periodo de tiempo y obtenida directamente del Sol (como Termal,
Fotoquímica o Fotoeléctrica), indirectamente del Sol (Como el viento,
hidroeléctrica, energía fotosintética obtenida de la biomasa) o por algún otro
movimiento natural y mecanismos del ambiente (Como geotérmica o de
mareas). Las energías renovables no incluyen las derivadas de combustibles
fósiles, de desechos de combustibles fósiles o de desechos de origen
inorgánico.”1
1.1 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA A ESCALA GLOBAL A FINALES DEL 2009.
La producción de energía en el globo terráqueo para finales de Marzo del
2009, según la IEA2, ascendió cerca de los 20055 TW-h de energía, comparado
con los históricos registrados de 1973, hubo in incremento cerca del 328%;
teniendo como energía primaria la hidroelectricidad, el carbón, petróleo
(derivados),gas natural entre otros.
1 Tomado de IEE3372 Mercados eléctricos
2 Agencia Nacional de Energía, reporte 2009
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20
Figura 1Generacion Eléctrica a nivel global, Marzo 2009
Fuente:(IEA, 2009)
A ello se puede sumar el porcentaje de incremento de generación de la energía
eólica a finales del 2009 como sigue en la siguiente figura:
Figura 2Valor porcentual del incremento de las energías, 2005-2009.
Fuente:(IEA, 2009)
1.2 ANTECEDENTES DE LA ENERGÍA EÓLICA A NIVEL GLOBAL.
La energía eólica ha alcanzado tal nivel de desarrollo, que permite
afirmar que nos encontramos ante una fuente energética limpia,
CARBON 41%
OTROS 3%
HIDROELECTRICIDAD
16%
NUCLEAR 14%
GAS NATURAL
21%
PETROLEO 5%
GENERACION ELECTRICA A NIVEL GLOBAL, 2009
GEOTERMICA 6%
EOLICA 38%
SOLAR FOTOVOLTAIC
A 14%
HIDROENERGIA
7%
BIOMASA 10%
BIOCOMBUSTIBLES 25%
Valor Porcentual del Incremento de la Energia ,2005-2009
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21
económicamente competitiva y con una tecnología de aprovechamiento
madura. Partiendo de una fuente natural, renovable y no contaminante, los
actuales aerogeneradores son capaces de producir electricidad a precios
competitivos frente a las fuentes tradicionales energéticas, lo que ha permitido
en los últimos años posicionar a la energía eólica como la fuente energética de
crecimiento mundial más rápido.
El mercado de la energía eólica se está desarrollando con tasas anuales
de crecimiento en torno al 30%, habiendo pasado de los 2.500 MW en el año
1992, a 94.000 MW al 1 de enero de 2008, con lo que se proporciona energía
suficiente para satisfacer las necesidades de unos 50 millones de hogares, más
de 120 millones de personas.3
Figura 3 Crecimiento de la Capacidad Eólica en el Mundo
Fuente:( WINDPOWER ,2010)
3 Estadística de Centro de Control de Energías Renovables.
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22
A continuación se presenta la distribución de la energía eólica en el
mundo por continentes, luego por grupos considerados de mayor capacidad
instalada hasta el menor, terminando con América Latina.
Figura 4 Distribución acumulada de la capacidad Eolo Eléctrica en el 2012
Fuente:(TREIA, 2012)
Figura 5 Grupo 1 en Energía Eólica.
Fuente: (WindPower,2011)
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23
Figura 6 Grupo 3 en energía Eólica.
Fuente:(WindPower 2011)
Figura 7Capacidad Eólica Instalada en América Latina
Fuente:(WindPower 2011)
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24
Figura 8 Reparto de Mercado de Aerogeneradores 2010
Fuente: (Instituto Investigaciones Eléctricas México, 2010)
Golwind la empresa china que participó y ganó el concurso para la
instalación y puesta en Marcha del proyecto Eólico Villonaco realmente cumple
con la expectativa4 solicitada por la autoridades de ENERSUR-LOJA; pero
debido a que cuenta con el autofinanciamiento, se le acreditó la construcción.
Ahora se analiza las propuestas de remuneración Económica que tiene
los países pioneros en Generación Eólica.
1.3 SITUACION EOLICA EN ALEMANIA
Alemania es actualmente el país que posee la mayor cantidad de
potencia eléctrica instalada proveniente de energía eólica del mundo. Además
de esto se tiene que Alemania cuenta con una de las más altas tasas de
crecimiento de instalación de energías renovables. Todo esto indica que
Alemania se puede considerar como uno de los países líderes en la
implementación de energías renovables en el mundo.
4 Se llama a concursar a las empresas Eólicas que tengan el 60% del mercado como mínimo.
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25
La meta que se han impuesto las autoridades alemanas es que, para el
año 2010, la participación de energías renovables instaladas sea al menos de
un 12.5% y para el año 2020 sea de al menos de 20%. A enero del 2007 la tasa
de participación de energías renovables en el sistema alemán es de 11.6%.
Figura 9 Fuentes de energía renovable en Alemania (2010).
Fuente : (Center for Alternative Technology,2010)
En la figura se observa un gráfico que ilustra la participación de las
distintas fuentes de energías renovables en Alemania en TWh. Alemania, en el
año 1991, regula por primera vez la conexión y remuneración de las energías
renovables mediante una Ley de Abastecimiento Energético. Con esta ley se
obliga al operador de la red a comprar toda la energía renovable producida en
el sistema. Como estas fuentes son más costosas que las convencionales, el
operador paga un sobreprecio que es fijado por la autoridad. A estas tarifas se
les llamaron “Feed-in Tariff”.(Rodriguez,2003)
En el año 2000 la ley de abastecimiento energético es reemplazada por
una ley de energías renovables que contiene un nuevo mecanismo de apoyo a
las energías renovables. El objetivo es lograr complementar el desarrollo
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26
energético con la protección del medio ambiente. A continuación se
presentarán los alcances de esta ley:
1.3.1 Forma de cálculo de tarifas en Alemania
Las leyes alemanas fijan el precio de la energía para los distintos tipos
de generadores de energías renovables. Dadas las grandes diferencias de
costos entre las distintas tecnologías, estas tarifas son calculadas de manera
independiente para cada una de las tecnologías que utilizan energías
renovables. Las tarifas son diferenciadas sin considerar bonos adicionales,
según los costos de instalación, operación y mantenimiento de cada una de
estas tecnologías.
1.3.2 Los factores considerados en el cálculo de tarifas para generadores que
utilizan energías renovables.
Costos de inversión: incluye el valor del terreno, compra de maquinarias,
valor de la instalación del generador, obras civiles, etc.
Costos de operación: incluye el costo del combustible en el caso de
generadores que utilizan biomasa o biogás, costo financiero del capital
invertido, vida útil del generador y además incluye la utilidad para el
dueño de los generadores.
1.4 SITUACION EOLICA EN ESPAÑA
Junto con Alemania se tiene España es otro de los países líderes en la
instalación de generadores a base de energías renovables. Actualmente ocupa
el segundo lugar, después de Alemania, en la instalación de generadores
eólicos. En España la generación de electricidad con energías renovables
tienen una gran participación en la matriz energética alcanzando para el año
2006 el 19.13% del total de la energía consumida, esto se puede apreciar en la
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27
figura.
Las autoridades se han propuesto la meta de que para el año 2010 el 30% de
la producción energética provenga de energías renovables.
Figura 10Participación en % de las ERNC en la generación eléctrica de España (2010).
Fuente: (Center for alternative technology, 2010)
Con el objetivo de diversificar la matriz energética, el gobierno español,
en el año 1981, promulgó el Real Decreto 1217/81 en donde se reconoce el
aporte realizado por las energías renovables. Los motivos que impulsaron el
decreto fue decisión estratégica para buscar independencia energética. Para
este fin se establecieron los siguientes principios:
1. El sistema está obligado a comprar toda la energía proveniente de
generadores a partir de fuentes renovables.
2. El gobierno será el que fije el precio para las energías renovables
3. Se facilitará la conexión a la red para los generadores de energías
renovables.
Luego en el año 1994 se realizan modificaciones legislativas mediante el
Real Decreto 2366/94 en la que entre otros cambios, se reconocen a los
sistemas de cogeneración como energía renovable.
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28
Recién en el año 1998 se introdujeron a la legislación los temas
medioambientales relacionados con las energías renovables mediante el Real
Decreto 2818/98. Este decreto establece las normas para la operación de los
generadores renovables dentro de un mercado liberalizado, en donde a estos
generadores se le fijan precios en una banda entre el 80 y 90% del precio
medio de la electricidad. Actualmente los generadores renovables se rigen
según el Real Decreto 661/2007 el que a continuación describimos.(IDEA,2001)
1.4.1 Forma de cálculo de tarifas y Real Decreto 661/2007.
El Real Decreto 661/2007 define que las tecnologías de generación incluidas y
normadas por él tendrán un tratamiento especial. Las energías pertenecientes a
este régimen especial son todas aquellas (Textual del Decreto) “energías
renovables no consumibles, biomasa o cualquier tipo de biocarburante, siempre
y cuando su titular no realice actividades de producción en el régimen
ordinario”. (IDEA, 2001)
Los generadores de energías renovables que se acogen a este Decreto,
tienen la posibilidad de escoger entre dos formas de remuneración, pero deben
permanecer a lo menos un año en el sistema de remuneración escogido.
Las alternativas que da el decreto son:
1. Vender la energía a la empresa distribuidora a un precio por esta energía
fijo y establecido por la autoridad.
2. Vender la energía en el mercado, a través del sistema de ofertas que
gestiona el operador del mercado, en el sistema de contratación bilateral,
a plazo ó una combinación de todos estos medios. El precio al que se le
compra la energía en este caso será el precio de mercado más unos
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29
bonos adicionales.
1.4.2 SITUACION EOLICA EN ESTADOS UNIDOS.
A finales de los 70 datan los primeros parques eólicos comerciales para
generación eléctrica en EEUU, ubicados principalmente en el Estado de
California. Sin embargo, con el descenso de los precios del petróleo, se
abandonó el desarrollo eólico, aunque continuó la investigación de esta
tecnología, tanto en EEUU como en Europa.5
A partir de mediados de la década de 1990 vuelve a renacer la industria
eólica en todo el mundo, impulsada por los diferentes gobiernos para reducir la
dependencia energética de los combustibles fósiles y el impacto sobre el medio
ambiente. España, a través de diversos planes plurianuales, estableció unos
objetivos de generación de energía eólica que han conseguido que durante
pocos años estuviera por delante de EEUU en capacidad instalada, como se
puede observar en la siguiente figura:
Figura 11Potencia eólica instalada y acumulada España (Azul) y Estados Unidos (Rojo)
Fuente:(WIND POWER ,2012)
5 Tomado del Departamento de Energía de la Oficina Comercial de la Embajada de España en Los Ángeles.
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30
La mayor expansión del sector en EEUU se ha producido durante los
últimos cinco años, destacando especialmente el año 2009, cuando se
instalaron alrededor de 10GW de potencia eólica. Esa tendencia alcista se
quebró en 2010 cuando se volvió a niveles de instalación de 2007,
principalmente por la crisis financiera que dificultó la financiación de proyectos.
Aunque esto ocurrió antes en el tiempo, la inercia y el período de maduración
de los proyectos hicieron que se viera reflejado dos años más tarde. El año
2011 ha sido mejor que el anterior con la instalación de más de 6GW. A finales
de año, los Estados Unidos eran el segundo país del mundo, después de
China, en capacidad eólica instalada, con más de 45GW. (Roberts, y
Otros,1990 )
Existen alrededor de 3.200 empresas, que suministran electricidad a
clientes finales o intermedios. De ellas, 242 son empresas privadas (Investor-
owned) y suponen casi dos tercios de todas las ventas de electricidad. Sin
embargo, las más numerosas son las públicas (Publicly-owned), alrededor de
2.200 pero que sólo representan el 17% de la electricidad vendida. Además,
existen 818 cooperativas que representan el 12% de las ventas. A nivel federal,
el regulador es la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) que tiene,
entre otras, competencias sobre saltos hidroeléctricos, transmisión entre
Estados y operaciones mayoristas.
1.4.3 Forma de Cálculo de tarifas en EEUU:
La promoción de las energías renovables en EEUU, es completamente
diferente respecto a las trifas reguladas o Feed in tariffs adoptada por los
países europeos.
En EEUU, no existe en general una tarifa garantizada a todos los
generadores renovables, En 37 de los 50 estados, se ha marcado un objetivo
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31
mínimo de consumo eléctrico de origen renovable, a través de los llamados
Renewable Portfolio Standards (RPS), que aplican a algunas o todas las
empresas eléctricas que operan en el Estado.(Anual Report Wind Power,2007)
Los RPS varían desde el 10% en 2015 en estados como Michigan o
Wisconsin, al 33% de California en 2020 o el 40% de Hawái en 2030. Aunque
estos objetivos son obligatorios en la mayoría de los Estados, no en todos se
logra cumplir a cabalidad ,debido a que los reguladores son bastante
conservadores, no obstante, en algunos estados como New Jersey o
Massachusetts,se han definido penalizaciones, llamadas Alternative
Compliance Payments (Anual Report Wind Power,2007)
Los objetivos de RPS se justifican a las PUC a través de los Renewable
Energy Certificates (REC)6, que son títulos financieros que se generan por cada
MWh renovable producido, según las tecnologías admitidas por cada Estado.
Los dos incentivos federales para las energías renovables en Estados
Unidos son federales, el Investment Tax Credit (ITC) y el Production Tax Credit
(PTC), que no se pueden solicitar conjuntamente, sino una a la vez. El primero
supone una reducción de la base imponible del Impuesto de Sociedades del
30% de la inversión realizada en un proyecto renovable, mientras que el
segundo, ofrece una reducción de 2,2c$ por kWh producido, durante 10
años.(Anual Report Wind Power,2007)
En el sector eólico, el PTC es la opción más empleada, ya que al ser una
tecnología madura con factores de capacidad altos, suele ser la más ventajosa.
No obstante, el PTC para el sector eólico termina en diciembre de 2012.
6 En castellano, los llamados Certificados de Reducción de Emisión (CERs)
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32
El Estado con mayor capacidad eólica instalada es Texas (11GW),
seguido de lejos por Iowa (4,5GW), California (4,2GW) e Illinois (2,8GW).
Figura 12 Mapa con la potencia eólica (MW) instalada en EEUU
Fuente: (Wind Energy, 2012)
1.5 SITUACION ACTUAL DE LA PRODUCCION EOLICA EN ECUADOR
El primer parque eólico del país se inauguró en octubre del 2007 en la
isla San Cristóbal del Archipiélago de Galápagos, con una potencia instalada de
2,4 MW; se espera que en 2010 esté en operación un segundo parque eólico
ubicado en otra de las islas del Archipiélago de Galápagos, proyecto Baltra –
Santa Cruz, con una potencia instalada de 3,2 MW.
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Figura 13Parque San Cristóbal-Cerro Tropezón
Fuente: ( MEER,2007)
Dada la relevancia medioambiental del Archipiélago de Galápagos, el
MEER se ha establecido como meta satisfacer toda la demanda eléctrica con
energías renovables. Las expectativas de potencia instalada en generación
eólica para el 2015 que perfila el MEER, se encuentran entre los 40 y 50 MW:
1.5.1 Expectativas Renovables hacia el 2015
EXPECTATIVAS 2015
Islas Galápagos Cero combustibles fósiles
(electricidad)
Energía Eólica: 40-50 MW
Solar Térmica: Solar FV- gran
escala
5000 sistema residenciales 2-3
MW
Geotérmico Desarrollo mínimo: 2 proyectos
Rellenos sanitarios 3-4 MW
Tabla 1 Objetivos en Energías Renovables.
Fuente:(CONELEC,2011)
Además, en 2009 se comenzó a trabajar en desarrollar el atlas eólico de
Ecuador, con la finalidad de hacerlo accesible y publicarlo en la Web del MEER.
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34
A pesar de no disponer de la herramienta de evaluación del recurso eólico, está
previsto el desarrollo de proyectos eólicos en aquellas localizaciones en las
cuales hay referencias históricas de vientos constantes, se han realizado
estudios de factibilidad y están a la espera de contar con financiamiento.
1.5.2 Oportunidades Eólicas en Ecuador insular y Continental.
OPORTUNIDADES EOLICAS EN GALAPAGOS
San Cristóbal 2,4 MW(en operación
desde Octubre 2007)
Baltra: 2,25 MW
(proyectado hasta 12
MW)
Solar Térmica: Solar FV- gran escala 5000 sistema
residenciales 2-3
MW
OPORTUNIDADES EOLICAS EN EL CONTINENTE
Salinas 15 MW(Privado)
Huascachaca 30 MW(Publico)
Villonaco 15 MW(Privado)
Las Chinchas 10 MW (Privado)
Membrillo 45 MW(Privado)
Tabla 2 Proyectos previstos de generación eólica en Ecuador.
Fuente:(CONELEC, 2011)
En Marzo 3 del 2013, el Ministerio de Electricidad y Energías Renovables
MEER por medio de la consultoría AWS Truepower, SLU y con el apoyo del
banco interamericano de Desarrollo-BID se desarrolla el primer Atlas Eólico del
Ecuador con fines de generación Eléctrica
1.5.3 Atlas Eólico del Ecuador Con Fines de Generación Eléctrica
El mapa presenta una guía rápida, para evaluar desde lado público como
privado la cantidad posible de generación eléctrica en un determinado lugar
para ello se consideraron las siguientes premisas:
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35
Se integraron todas las áreas que presentan velocidades medias anuales
mayores a 7 m/s
Fueron consideradas curvas medias de desempeño de aerogeneradores en torres
a 80 metros de altura.
Se utilizó una la densidad de potencia media de 3MW/Km2
Se consideró un factor de disponibilidad del 0,98% de parque eólico.
Fueron adoptados factores de planta entre 0,2 y 0,35
Fueron descartadas la posibilidad de generación en áreas protegidas
Se utilizó un densidad 0,87kg/m3 a un altura 3500msnm.
Se obtuvieron dos escenarios: Un potencial bruto Total y el Potencial Factible
a corto plazo.
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36
Tabla 3POTENCIAL EOLICO BRUTO DEL ECUADOR.
Fuente:(Atlas Eolico Ecuador MEER,2013)7
7 Fuente .www.MEER.com/ Ficheros /atlas eólico del Ecuador
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37
Tabla 4Potencial Eólico Factible a Corto Plazo.
Fuente:(MEER,2013)8
8 Fuente .www.MEER.com/ Ficheros /atlas eólico del Ecuador
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38
1.6 SITUACIÓN ACTUAL DEL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (M.E.M)
DEL ECUADOR
1.6.1 Reseña Histórica de la Electricidad en Ecuador
Figura 14Evolucion Electrificación en el Ecuador
Fuente:(Ing. Pablo Méndez, Administración SEP, 2012)
Hasta los inicios del año 1996, el sistema eléctrico ecuatoriano estaba
administrado por el Instituto Ecuatoriano de Electrificación INECEL el cual era
propietario de la generación, transmisión y distribución de la energía y se
encargaba de la planificación, diseño, construcción, operación, mantenimiento,
regulación, control y la tarificación del sector eléctrico nacional.
Figura 15Modelo Vertical del EX INECEL
Fuente:(Ing. Pablo Méndez, Administración SEP, 2012)
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39
El INECEL, fue creado por la década de 1970, aprovechando los fuertes
ingresos que el país comenzó a recibir, producto de la explotación petrolera
esto hizo posible que el sector eléctrico nacional tenga un proceso intensivo de
electrificación, se construyeron grandes centrales de generación, las redes
necesarias para configurar el Sistema Nacional Interconectado.
La falta de financiamiento en las empresas estatales verticalmente
integradas como INECEL, empezaron a mostrar sus falencias por la forma de
administrar técnica-económicamente el negocio eléctrico, lo que provocó
racionamientos de energía por falta de inversiones en los últimos períodos de
estiaje de los años 1995, 1996 y 1997 con las consecuencias desastrosas en el
sector productivo el incremento de las pérdidas y el desfinanciamiento en las
tarifas.
Debido a la falta de recursos y a las crisis que enfrentaba el sector,
Ecuador inició un profundo cambio jurídico institucional, lo cual hacia posible la
creación del mercado eléctrico mayorista de energía –MEM- en el cual puede
participar las diferentes empresas de generación que ofertan el producto a las
empresas de distribución y grandes consumidores que representan a la
demanda y cuyo nexo de conexión física para la transacción del producto es la
red de transmisión eléctrica denominado S.N.I
El nuevo sector eléctrico se estructura sobre la base de la división
natural de actividades de generación, transporte y distribución, permitiendo la
competencia en la actividad de generación, descendiente de la estructura
estatal liderada por el INECEL, cuya vida jurídica terminó el 31 de marzo de
1999.
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El despacho de los recursos del sistema está definido de acuerdo al
precio del producto de la energía eléctrica en el mercado de corto plazo
“mercado Spot” a partir de la libre interacción entre la oferta y la demanda.
Figura 16Modelo del Mercado eléctrico Mayorista.
Fuente:(CONELEC,2010)
A partir del 10 de octubre de 1996 debido a la publicación de la ley del
Régimen del Sector Eléctrico del Ecuador-LRSE9-6 el estado realizó la
reestructuración del sector eléctrico, el cual establece las reglas económicas
para la interacción entre los diferentes componentes de la industria eléctrica:
generación, transmisión, distribución y grandes consumidores y crea el
mercado eléctrico mayorista y norma sus funciones y estructura.
9 Ley de Régimen del Sector Eléctrico.
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Figura 17Funcionamiento Mercado Mayorista Electricidad hasta antes del Mandato 15
Fuente: (CONELEC, 2010)
1.6.2 TIPOS DE TRANSACCIONES EN EL MERCADO ELECTRICO
Transacción a largo Plazo:
a. Contratos Regulados entre generadores privados y distribuidores.
b. Contratos Regulados entre generadores estatales y distribuidores
c. Contratos a plazo entre generadores privados y grandes consumidores.
Los generadores, públicos y privados, para comercializar su energía con
las empresas de distribución, tienen la obligación de suscribir contratos de
compraventa con todas ellas, en forma proporcional a la demanda de dichas
empresas.
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42
TRANSACCIONES DE CORTO PLAZO
Funciona con los remanentes de la producción de los generadores que
no estén comprometidos en contratos de compraventa con la demanda,
conforme a la regulación CONELEC 013/08. Conocido comúnmente en otros
mercados eléctricos como spot, en el cual la producción y el consumo de la
energía se valoran en el corto plazo (cada hora), y especialmente, dependiendo
del lugar de producción y consumo en base al precio marginal de corto plazo
del sistema determinado en base a la minimización de los costos variables de
producción de la generación.
TRANSACCIONES DE POTENCIA.
El mercado de potencia está determinado por medio del artículo 48 de la
LRSE y el RSFMEM, donde se definen de forma explícita los conceptos de
potencia que son remunerados por parte del MEM y conforme a la regulación
CONELEC 003/04 se detalla la metodología de cálculo de la magnitud de
potencia a ser remunerada a cada generador; los conceptos que considera la
normatividad son:
a. Potencia Remunerable Puesta a Disposición.
b. Reserva para Regulación Secundaria de Frecuencia.
c. Reserva Adicional de Potencia.
Potencia Remunerable Puesta a Disposición.- El artículo 16 de RSFMEM define
a la potencia puesta a disposición como la magnitud de potencia activa a ser
remunerada a cada generador; el CENACE determina está magnitud hasta el
30 de septiembre de cada año y la misma se aplica para cada uno de los
trimestres de los siguientes doce meses, pudiendo efectuarse reajustes de
dicho cálculo. La Potencia Remunerable Puesta a Disposición se remunera al
precio unitario de potencia.
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Precio Unitario de Potencia.- El precio unitario de potencia -PUP-, calculado por
el CONELEC, corresponde al costo unitario mensual de capital más costos fijos
de operación y mantenimiento de la unidad generadora más económica que
puede suministrar generación en la demanda máxima en condiciones
hidrológicas secas.
El costo mensual de capital se determina a través el factor de
recuperación del capital considerando la tasa de descuento utilizada en el
cálculo de tarifas. El tipo de unidad, su costo y vida útil a considerar, será
definido cada cinco años por el CONELEC.
1.7 REPASO DE LAS REGULACIONES PARA LAS ENERGÍAS RENOVABLES
NO CONVENCIONALES EMITIDAS POR EL CONSEJO NACIONAL DE
ELECTRICIDAD CONELEC:
A continuación se hace una breve descripción de las regulaciones que
ha tenido vinculación con las ERNC10 en el Pais.
1.7.1 Regulación CONELEC 002/1111
Esta regulación establece la excepcionalidad para la participación
privada en la generación eléctrica. De esta forma, establece los siguientes
principios y parámetros para aplicar estos casos de excepción:
1. Que sea necesario y adecuado satisfacer el interés público, colectivo o
general a través de la inversión privada, en generación eléctrica.
2. Que la demanda del servicio eléctrico no pueda ser cubierta por
empresas públicas”.
10 Energías Renovables No Convencionales, considerando la Hidráulica hasta a 50MW. 11 Aprobada por el Directorio del Consejo Nacional de Electricidad, CONELEC, en la reunión del 14 de abril de
2011,
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44
También dictamina la documentación mínima que cualquier proyecto de
iniciativa privada deberá presentar para su selección por la autoridad
competente (el CONELEC). Esta constará de estudios de factibilidad, permiso
ambiental y autorización de uso de los recursos naturales (en el caso de que
sea aplicable).
Sin embargo, establece que los casos especiales, esto es, los proyectos
propuestos por la iniciativa privada de generación con energías renovables no
convencionales o de capacidad menor a 1 MW, estarán normados
exclusivamente por regulaciones específicas vigentes. Estas son las
Regulaciones 003/11 y 004/11, que figuran a continuación.
1.7.2 Regulación CONELEC 003/11
También vigente desde el 14 de abril de 2011, define la metodología
para la determinación de los plazos y precios a aplicar para los proyectos de
generación y autogeneración desarrollados por la iniciativa privada, incluyendo
aquellos que usen energías renovables. De manera más concreta al respecto
de este estudio, la regulación establece:
1. Los plazos a aplicarse en los Títulos habilitantes que el CONELEC
otorgue a los autogeneradores y a los proyectos de generación que usen
energías renovables, desarrollados por la iniciativa privada.
2. Los precios con los que se podrán comercializar en el sector eléctrico los
excedentes de energía de los autogeneradores y la energía proveniente
de los proyectos de generación que usen fuentes renovables.
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1.7.3 Regulación CONELEC 004/1112
También denominada “Tratamiento para la energía producida con
Recursos energéticos Renovables No Convencionales”, establece los
requisitos, precios, su periodo de vigencia y forma de despacho para la energía
eléctrica entregada al Sistema Nacional Interconectado y sistemas aislados, por
los generadores que utilicen fuentes renovables no convencionales, es decir,
las centrales a biomasa, a biogás, eólicas, geotérmicas, solares fotovoltaicas e
hidroeléctricas de capacidad instalada igual o menor a 50 megavatios. Su
objetivo es mejorar los incentivos y disminuir las barreras administrativas para
este tipo de generación.
Cualquier interesado en desarrollar un proyecto de generación que utilice
fuentes renovables como las descritas anteriormente, podrá solicitar el
tratamiento preferente como generador no convencional, por lo que se
beneficiará tanto de precios como de condiciones de despacho preferentes por
un periodo de 15 años. “El CENACE despachará, de manera obligatoria y
preferente, toda la energía eléctrica que las centrales que usan recursos
renovables no convencionales entreguen al sistema, hasta el límite del 6% de la
capacidad instalada y operativa de los generadores del Sistema Nacional
Interconectado. Para el cálculo de dicho límite se consideran todas las
centrales renovables no convencionales que se acojan a esta regulación, a
excepción de las hidroeléctricas menores a 50 megavatios, las que no tendrán
esta limitación”. Sin embargo, el CONELEC podrá negar la solicitud del
generador no convencional en caso de que se estime que la energía a
entregarse no es necesaria, en las condiciones presentadas por el inversor.
La energía renovable que se entregue a un sistema no incorporado, se
considerará, para efectos de liquidación, como entregada al S.N.I, por lo que
los precios fijados en esta Regulación le serán aplicables.
12 Aprobada por el Directorio del Consejo Nacional de Electricidad, CONELEC, en la reunión del 14 de abril de 2011
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La Regulación 004/11 establece los requisitos a cumplimentar por los
generadores no convencionales de más de 1 MW de potencia nominal
instalada. Para los proyectos menores, habrá que seguir la Regulación 009/08
del CONELEC.
El generador de más de 1 MW que desee acogerse a este sistema
preferente, deberá presentar al CONELEC los siguientes requisitos para su
proceso de calificación:
1. Escritura de constitución de la empresa en la que se contemple como
actividad social de ésta, la generación de energía eléctrica.
2. Copia certificada del nombramiento del representante legal.
3. Estudio de pre factibilidad del proyecto, calificado por el CONELEC.
Deberán considerar dentro del estudio el uso óptimo del recurso, sin
disminuir la potencialidad de otros proyectos que tengan relación directa
con éste y puedan desarrollarse en un futuro.
4. Memoria descriptiva del proyecto, con las especificaciones generales del
equipo, tipo de central, ubicación, implantación general, característica de
la línea de transmisión o interconexión cuando sea aplicable.
5. Forma de conexión al Sistema Nacional de Transmisión, o al sistema del
distribuidor, o a un sistema aislado.
6. Certificación de Intersección del Ministerio del Ambiente que indique que
el Proyecto se encuentra o no dentro del sistema nacional de áreas
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protegidas.
7. Copia certificada de solicitud y de la aceptación a trámite por uso del
recurso, por parte del organismo competente.
8. Esquema de financiamiento.
A continuación, si se aprueba su solicitud, el inversionista recibirá el
certificado previo al Título Habilitante, expedido por la Dirección de
Concesiones del CONELEC por el cual se califica la solicitud de la empresa
para el desarrollo y operación de un proyecto de generación, además de
determinar el plazo máximo que tiene el solicitante para la firma de contrato.
Durante este periodo, no se aceptará a trámite otro proyecto que utilice los
recursos declarados por el primero.
El Título Habilitante en este caso es el Permiso (para proyectos de más
de 1 MW) por el que el CONELEC faculta al inversor a desarrollar actividades
de generación para la posterior venta de la electricidad producida. Su
obtención, como siguiente paso, también será determinada por la Dirección de
Concesiones.
Bajo este Permiso, la venta de energía será, obligatoriamente, a nivel
nacional. Por tanto, el CENACE presentará, mensualmente al generador, la
liquidación de su electricidad, que será cancelada a partes iguales por las 23
empresas distribuidoras del país.
1.7.4 Regulación CONELEC 009/08
En este caso, el inversor no necesita firmar un contrato, sino obtener un
Registro, para lo cual presentarán la siguiente información:
a. Solicitud dirigida al Director Ejecutivo del CONELEC.
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b. Escritura de constitución de la empresa.
c. Nombramiento del representante legal.
d. Certificado de cumplimiento de obligaciones y existencia legal emitido
por la Superintendencia de Compañías.
e. Certificado de no intersección con las zonas del Patrimonio Nacional De
Áreas Naturales Protegidas, del Patrimonio Forestal del Estado o de los
Bosques y Vegetación Protectores, emitido por el Ministerio del
Ambiente. En el caso de que la central o proyecto se encuentre ubicado
total o parcialmente dentro de Áreas Protegidas, se deberá observar lo
establecido en la normativa vigente.
f. Memoria descriptiva del proyecto, en donde se incluya: Ubicación
cartográfica del proyecto o central con sus respectivas coordenadas,
capacidad nominal instalada, características fundamentales del
equipamiento electromecánico con los planos de implantación,
descripción de obras principales, forma de conexión a las instalaciones
del sistema eléctrico, estimación de la producción energética, recurso
primario a utilizarse para la producción de energía eléctrica y
cronograma general de ejecución del proyecto.
Este tipo de generadores podrán comercializar su energía única y
exclusivamente con el distribuidor de la zona donde se ubica la central de
generación, para lo cual se deberá informar al CENACE de los convenios o
acuerdos operativos y comerciales a los que se haya llegado con el distribuidor.
La legislación en cuanto a precios y plazos de estos proyectos de
pequeña envergadura se encuentra, como ya se ha dicho, en la Regulación
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004/11.
1.7.5 Regulación CONELEC 008/08
Denominada “Procedimientos para presentar, calificar, priorizar y aprobar
los proyectos del Fondo de Electrificación Rural y Urbano Marginal (FERUM)”,
que describe detalladamente programas gubernamentales para energías
renovables, eficiencia energética y electrificación rural.
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CAPITULO II
ESTUDIO DE UN MODELO MATEMÁTICO PARA ANALIZAR EL
FENÓMENO DEL VIENTO CON FINES ENERGETICOS.
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II ESTUDIO DE UN MODELO MATEMÁTICO PARA ANALIZAR EL
FENÓMENO DEL VIENTO CON FINES ENERGETICOS.
Introducción
En el presente capitulo se analizan las metodologías para determinar el
potencial eólico disponible de energía cinética en el Ecuador que pueda ser
capaz de convertirse en electricidad por medio de aerogeneradores. Para llevar
a cabo el desarrollo del presente capitulo será necesario manipular
matemáticamente y estadísticamente la velocidad media del viento.
Durante el transcurso del capítulo II, primero se estudiara como se
puede obtener toda la información del viento; sea esta información por medio
de instrumentos tipo HMI13 o por el método de modelación estadística .Los
instrumentos que se analizaran serán muy puntuales como el anemómetro y
veletas estándares.
Para la segunda mitad de análisis; se procederá a recolectar los datos de
los anemómetros, para lograr por medio de herramientas matemáticas; como la
probabilidad y la estadísticas muy puntualmente la distribución de Weibull ,
obtener la velocidad media del corriente cinética(Viento). Para ello será
necesario trabajar con un caso base para empezar el estudio.
2.1 Norma Internacional IEC64100-1 para Aerogeneradores.
13 Interfaz hombre Máquina
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La IEC14 es una organización mundial para la estandarización y la
cooperación internacional en todas las cuestiones referidas a electrónica y
electricidad. Las publicaciones de la IEC tienen carácter de recomendación
para uso internacional y son aceptadas por los comités electrotécnicos de los
estados miembros.[5]
La norma IEC-61400 en sus distintas ediciones marca unas pautas en
los requerimientos mínimos de diseño para AEROGENERADORES, con idea
de asegurar su integridad antes las distintas eventualidades que puedan surgir
durante su vida útil. No está planteada como una guía completa de diseño, pero
sirve de orientación al diseñador para establecer los objetivos que debe de
cumplir su aerogenerador. Cualquiera de los requerimientos expuestos en esta
norma puede ser alterado si se demuestra que dicho cambio no compromete la
seguridad del sistema. [5]
Los temas principales sobre los que trata esta norma son: condiciones
externas, diseño estructural, control y protección del sistema, sistemas
mecánicos, sistema eléctrico, evaluación de un aerogenerador para un
emplazamiento concreto, montaje y levantamiento, puesta en marcha,
operación y mantenimiento y modelos de previsión del viento.
La norma clasifica a los aerogeneradores en seis tipos en función de la
velocidad de referencia y la intensidad de turbulencia, esta clasificación se
puede observar en la siguiente tabla:
14 International Electrotechnical Commission
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Tabla 5 Selección del Aerogeneradores en base IEC64100-1
Fuente (IEC64100-1,2007)
Para todos los tipos de aerogeneradores definidos, a excepción de la
categoría especial S, la norma exige que el tiempo de vida debe ser de al
menos 20 años. Por último, cabe destacar que esta norma es aplicable a
aerogeneradores de cualquier tamaño pero no da ninguna recomendación
específica para aerogeneradores instalados en el mar.
Tabla 6Vida útil de diseño aerogeneradores
FUENTE:(IEC64100-1-2007)
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54
La norma IEC-61400 define una serie de condiciones externas, que son
todas aquellas condiciones ambientales, eléctricas y del terreno que afectarán
a la operación del aerogenerador, y que definen las cargas a las que se verá
sometido el aerogenerador durante su vida útil.
2.2 ORIGEN DEL VIENTO.
Todas las fuentes de energía renovables (excepto la maremotriz y la
geotérmica), e incluso la energía de los combustibles fósiles, provienen del Sol.
“Las diferencias de temperatura con llevan la circulación de aire. Las
regiones alrededor del ecuador, a 0º de latitud, son calentadas por el Sol más
que las zonas del resto del globo. El aire caliente es más ligero que el aire frío,
por lo que subirá hasta alcanzar una altura aproximada de 10 km y se
extenderá hacia el norte y hacia el sur. Si el globo no rotase, el aire
simplemente llegaría al Polo Norte y al Polo Sur, para posteriormente
descender y volver al ecuador.” 15
“Debido a la rotación del globo, cualquier movimiento en el hemisferio
norte es desviado hacia la derecha, si se mira desde nuestra posición en el
suelo (en el hemisferio sur es desviado hacia la izquierda). Esta aparente
fuerza de curvatura es conocida como fuerza de Coriolis.”15
“En el hemisferio norte el viento tiende a girar en el sentido contrario al
de las agujas del reloj (visto desde arriba) cuando se acerca a un área de bajas
presiones. En el hemisferio sur el viento gira en el sentido de las agujas del
reloj alrededor de áreas de bajas presiones.”15
15 Tomado de GOMEZ,Bayon Diseño de un parque eólico de 6MW en Malpica de Bergantiños, La Coruña
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Un aerogenerador obtiene su potencia de entrada convirtiendo la fuerza del
viento en un par (fuerza de giro) actuando sobre las palas del rotor. La cantidad
de energía transferida al rotor.
2.2.1 VARIABILIDAD DIURNA (NOCHE Y DIA) DELVIENTO.
“En la mayoría planeta, el viento sopla más fuerte durante el día que
durante la noche. Esta variación se debe sobre todo a que las diferencias de
temperatura, por ejemplo entre la superficie del mar y la superficie terrestre, son
mayores durante el día que durante la noche. El viento presenta también más
turbulencias y tiende a cambiar de dirección más rápidamente durante el día
que durante la noche”16
2.2.2 ESCALAS GLOBALES DE VIENTO:
La superficie terrestre presenta una variabilidad considerable, que
incluye grandes extensiones de tierra y océanos. Estas superficies diversas
pueden afectar el flujo del aire variando los campos de presión, la absorción de
radiación solar o el contenido de vapor de agua. [15]
Los océanos actúan como un gran sumidero de energía, por lo que el
movimiento del aire está a menudo acoplado con la circulación oceánica. Esto
ocasiona variaciones del campo de presión que afectan a los vientos globales y
a varios de los vientos regionales persistentes, como los monzones. Además, el
calentamiento o enfriamiento local pueden originar vientos locales persistentes
en ciclos estacionales o diarios, como es el caso de las brisas o los vientos de
montaña.[15]
Se pueden considerar circulaciones secundarias o vientos regionales a
aquellas en que los centros de alta o baja presión se forman por el ca-
16 Tomado de GOMEZ,Bayon Diseño de un parque eólico de 6MW en Malpica de Bergantiños, La Coruña
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lentamiento o enfriamiento de la baja atmósfera. Entre ellas se pueden destacar
las siguientes:
Huracanes
Monzones
Ciclones extratropicales.
Se llaman circulaciones terciarias o vientos locales el resto de circula-
ciones persistentes de pequeña escala, entre las que se encuentran:
a. Brisas y terrales
b. Vientos de valle y montaña
c. Flujo entre pasos de montaña
d. Vientos Foehn
e. Tormentas
f. Tornados
Brisa marina: Durante el día la tierra se calienta más que el agua, el aire sobre
la tierra asciende y la brisa marina se desarrolla. En la noche, la tierra se enfría
a temperaturas menores que la del agua, causando una brisa terrestre. Esta es
usualmente más débil que la brisa marina.[7]
Figura 18a) Brisa Marina b) brisa Terrestre
Fuente:(Tesina Análisis Energetico,2012)
Vientos de montaña: Durante el día, las faldas de las montañas se calientan,
el aire asciende y el viento tiende a fluir a través del valle hacia la montaña.
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Durante la noche el aire frió se mueve debajo de la falda de la montaña,
forzando el viento a soplar hacia el valle. En las regiones tropicales vientos
térmicos son muy comunes. Estos vientos, los cuales son causados por
gradientes de temperatura a lo largo de la superficie terrestre, pueden ser
fuertes durante el día, especialmente en regiones desérticas.[7]
Figura 19Viento ascendente día y descendente en la Noche
Fuente:(Tesina Análisis Energetico,2012)
2.2.3 VIENTOS DE ESCALA MICRO .
Los vientos de superficie entre 60 y 100 metros sobre el terreno, son
influenciados por las condiciones locales de la superficie, como la rugosidad del
terreno, es decir, la vegetación, los edificios y otros obstáculos.[7]
2.3 VARIACIÓN DE LA VELOCIDAD DEL VIENTO CON LA ALTURA
“El viento y la altura están relacionados, en consecuencia la velocidad
del viento en función de la altura puede tener grandes variaciones y se lo
conoce como perfil del viento. La forma de este perfil depende principalmente
de la rugosidad del terreno, en la siguiente figura se ilustra el comportamiento
de perfil de velocidades del viento en función de las características topográficas
del terreno.” [7]
“En general, las velocidades más bajas del viento se dan cerca del suelo
y aumentan con la altura hasta cotas de varios cientos de metros por encima
del suelo,Sin embargo hay alturas especiales en las cuales son comunes las
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altas velocidades del viento. Estas áreas de altas velocidades de viento se
llaman jet streams o corrientes en chorro.”[7]
Figura 20Perfiles de viento, dado la topografía del terreno.
Fuente: (Manual Aplicación Energía Eólica,2007)
La siguiente ecuación constituye un modelo sencillo para calcular el
incremento de la velocidad con respecto a la altura, esta distribución de
velocidades sigue una ley exponencial.
(
)
V1=velocidad del viento a la altura h1.
V2= velocidad del viento a la altura h2.
= exponente de Hellmann que depende de la rugosidad del terreno.
En la Tabla 7,se indican los valores del coeficiente de Hellmann en función de
la rugosidad del terreno.
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Tipo de Terreno Valor del Coeficiente a
Lugares llanos con hielo o hierba 0,08 – 0,12
Lugares llanos (mar o costa) 0,14
Terrenos poco accidentados 0,13 – 0,16
Zonas rústicas 0,2
Terrenos accidentados o bosques 0,2 – 0,26
Terrenos muy accidentados o ciudades 0,25-0,4
Tabla 7Coeficiente de Hellmann en función de la rugosidad del terreno
Fuente:(Manual Energía Eólica,2007)
Figura 21 Perfil vertical del viento en función de la longitud de rugosidad
Fuente: (Atlas Eólico del Ecuador ,2013)
En la Tabla 8, se ilustra los valores de velocidad de viento promedio que
se pueden esperar para mayores alturas sobre el terreno
Velocidad del viento (m/s
Velocidad del viento esperada (m/s)
10 metros 20 metros 30 metros 40 metros
3 3,31 3,50 3,64
4 4,41 4,67 4,86
5 5,51 5,83 6,07
6 6,61 7,00 7,29
7 7,71 8,16 8,50
8 8,82 9,33 9,71
9 9,92 10,50 10,93
10 11,02 11,66 12,14 Tabla 8Valores de velocidad de viento a varias alturas
Fuente: (Análisis Energético,2012)
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2.4 INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN DEL VIENTO:
“La manera natural de describir el viento es mediante sus coordenadas
polares, el módulo (velocidad) y la dirección. La descripción mediante el módulo
y la dirección es conveniente por intuitiva y porque los instrumentos
tradicionales de medida del viento evalúan justamente cada una de estas dos
magnitudes por separado. El instrumento que mide la velocidad del viento de
manera directa en aplicaciones eólicas es normalmente el anemómetro, siendo
el más común el anemómetro de cazoletas.”[9]
Los diseños actuales de este tipo de instrumento tienen tres cazoletas
montadas sobre un pequeño eje. El anemómetro de cazoletas emplea su
rotación, que varía en proporción a la velocidad del viento, para generar una
señal. Para medir el ritmo de rotación de las cazoletas, se pueden emplear
contadores mecánicos, variaciones de voltaje, o interruptores fotoeléctricos.[9]
Figura 22Anenometro de Cazoletas
(Fuente :Atlas Eólico del MEER,2012)
Para medir la dirección del viento normalmente se emplea una veleta. Su
forma convencional consta de una cola ancha que el viento mantiene a
sotavento de un eje de rotación vertical y de un contrapeso que se mantiene a
barlovento y que proporciona el equilibrio necesario para que el instrumento
gire lo más libremente posible. En la figura 2 podemos observar que el con-
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trapeso tiene una forma que nos apunta la dirección de la que viene el flujo. La
señal de la posición de la veleta se obtiene por contactos de cierre de circuito o
a través de potenciómetros.[9]
Figura 23 Veleta
(Fuente :Atlas Eólico del MEER,2012)
Existen otros instrumentos de medición, de invención mucho más
reciente, pero que actualmente no están sustituyendo a los instrumentos
tradicionales, entre otras cosas por su elevado precio. Normalmente son
empleados como sistemas complementarios en campañas especiales de
medida, en las que se busca una mayor precisión. Un ejemplo son los
anemómetros sónicos, que emplean ondas ultrasónicas para medir simultá-
neamente la velocidad y la dirección del viento. Otro son las herramientas de
teledetección, como el SODAR y el LIDAR, que emplean sonido y luz
respectivamente para barrer la vertical de la atmósfera y así obtener un perfil de
sus características.[9]
2.5 UNIDADES Y ESCALAS
Las unidades del módulo, como para cualquier velocidad, constan de
una dimensión espacial dividida entre una temporal. En el Sistema
Internacional, estas unidades son el metro y el segundo (m/s), y de hecho son
las más habituales en los estudios de recurso eólico. Por familiaridad, también
se emplean el kilómetro y la hora (km/h).[9]
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Por razones históricas, uno de los campos en los que existe más
tradición en el conocimiento y la descripción del viento es en la navegación. Por
este motivo, existen dos escalas más de velocidades de viento que son propias
de este campo. La primera es el nudo, que equivale a una milla náutica por
hora ó 1,852 km/h. La otra es la escala Beaufort, que es puramente
fenomenológica y que estima la velocidad del viento en función del aspecto de
la superficie del mar.[9]
Numero Beaufort Velocidad (Km/h) Denominación
0 <1 Calma
1 2-5 Ventolina
2 6 – 11 Flojito (Brisa muy débil)
3 12 – 19 Flojo (Brisa débil)
4 20 – 28 Bonancible (Brisa moderada)
5 29 – 38 Fresquito (Brisa fresca)
6 39 – 49 Fresco (Brisa fuerte)
7 50 – 61 Frescachón (Viento fuerte)
8 62 – 74 Temporal (Viento duro)
9 75 – 88 Temporal fuerte (Muy duro)
10 89 -102 Temporal duro(Temporal)
11 > 118 Temporal huracanado (Huracán)
Tabla 9Equivalencias de la escala Beaufort
Fuente:(Análisis Energetico,2012)
La dirección del viento, en meteorología, se mide en grados sexa-
gesimales, pero el criterio empleado es diferente del matemático habitual. En
primer lugar, siempre nos referimos a la dirección de la que viene el viento, no
hacia donde va. Se consideran cero grados u origen al viento que viene del
norte, y la escala es creciente hasta los 360 grados en el sentido de las agujas
del reloj.[9]
2.6 ROSA DE VIENTO.
En el caso de los estudios para la ubicación de un parque eólico, este
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factor es especialmente crítico, puesto que condiciona su diseño. En
Meteorología, se suele representar la distribución del viento con un gráfico polar
denominado rosa de viento. En él, se divide el círculo en un número de
sectores múltiplo de cuatro, pues cuatro son los puntos cardinales, y se
muestra el tanto por ciento del tiempo en el que el viento sopla en cada uno de
estos sectores. Conviene recordar que la dirección del viento es siempre la
dirección desde la que viene el mismo, no hacia donde va.[9]
Para aplicaciones en energía eólica, aunque la rosa habitual es también
útil, es tanto o más interesante considerar una modificación de la misma.
Además de la frecuencia con que el viento sopla en una dirección, lo que
interesa en este caso es la energía del mismo en las diferentes direcciones. Por
ello se suelen representar en colores diferentes sobre un mismo círculo las dos
magnitudes; la frecuencia temporal y la fracción de energía en cada uno de los
sectores, como se puede observar en la figura.[9]
Figura 24Rosa de Viento
Fuente:( Atlas Eólico Con Fines de Generación Eléctrica,2013)
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2.7 POTENCIA TEÓRICA DEL VIENTO
Si el viento puede aprovecharse para la producción de energía, es
porque la contiene en forma de energía cinética. Las máquinas respectivas
permitirán transformarla en energía mecánica y, mediante un generador, en la
energía eléctrica. En esta sección se muestra el cálculo de energía que
contiene el viento.[9]
Figura 25 Flujo atreves de un disco
Fuente:(Elaboración Propia)
El flujo que atraviesa el disco por unidad de tiempo, dm/dt, según la ecuación
de continuidad es:
( )
(
)
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65
La hipótesis del modelo matemático del viento planteado como fundamento de
la presente tesis, define obtener las predicciones de recurso eólico17 para
obtener la densidad de potencia, claro está, el producto final será determinar
cantidad de energía que resultara al implementar un parque eólico sea cual sea
el método que conlleve a estos. No obstante hasta aquí hemos alcanzado
puntos clave de generación por viento como ejemplo:
1. La densidad de potencia es proporcional a la densidad del aire. Esto
quiere decir que en general, a mayor altitud, menor la energía disponible
a igual velocidad del viento, como se puede comprobar en la Tabla 2.
2. La energía que se puede extraer del viento es proporcional al área
barrida por el rotor (o al cuadrado de su diámetro en una máquina
convencional, con rotor circular).
3. La densidad de potencia es proporcional al cubo de la velocidad del
viento.
Las unidades de la densidad de potencia son de potencia por unidad de
superficie. En el Sistema Internacional, estas unidades son W/m2.
Altitud(m) Temperatura(°C) Presión (hPa) Densidad (kg/m3
0 15 1013,2 1,225 100 14,3 1001,3 1,213 200 13,7 969,5 1,202 300 13,0 977,73 1,190 400 12.4 966,11 1,179
17Son muestras de velocidades futura del viento ,para calcular la velocidad media.
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500 11.7 954,6 1,167
1000 8.5 898,7 1,112
2000 2,0 794,9 1,007 3000 -4,5 701,1 0,909 4000 -11,0 616,4 0,819
Tabla 10 Variación de la densidad, temperatura y presión con la altitud en una atmosfera estándar.
2.8 MODELO MATEMATICO DEL VIENTO CON FINES DE GENERACION
ELECTRICA
El viento es fenómeno físico natural y estocástico, que se ajusta a la premisa
universal ”TODO LO QUE SE PUEDE MEDIR SE PUEDE CONTROLAR”.
Siendo así, es necesario entonces predecir el fenómeno con el menor
error posible; para este caso en especial, es aprovechar la trasformación de la
energía cinética del viento en energía mecánica hacia el rotor de un
aerogenerador específicamente.
La velocidad del viento cambia continuamente, por lo que es necesario
describirlo de forma estadística,
Si tenemos un conjunto de n números [x1 x2 x3....xn], se define la media
aritmética como:
∑
Si queremos conocer la desviación del conjunto de datos respecto de la
media, definimos la desviación estándar σ
∑ ( )
Dado la estocasticidad del viento ; en ocasiones este viene dado en
valores enteros, acompañados del número de veces que se mide aquel valor
en un periodo determinado Por ejemplo el dato xi se ha de medir wi veces. Así
se formaran dos vectores, x por las registros y w por el número de repeticiones.
[ ]
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67
[ ]
Para ello las formulas de la media aritmética y desviación estándar se
expresarían en:
∑
∑ ( )
Si se crea una tabla de valores, ayudará a la comprensión:
Muestra,i Medida,x Cantidad Observada,w
1 6 19
2 7 54
3 8 42
Total:n=115 Tabla 11 Tabla de valores discretos.
Fuente:(Propia)
FRECUENCIAS
Se define a la frecuencia f(xi), de una medida xi como el cociente entre wi para
n; número total de medidas. La frecuencia acumulada como F(Xi) como la suma
de las frecuencias desde k=1 hasta i-eximo muestra.
( )
∑ ( )
( ) ∑ ( )
Ahora se crea una tabla con frecuencias individuales y acumuladas
Muestra, i Medida, xi Cantidad Observada, w
Frecuencia, f Frecuencia acumulada, F
1 6 19 0.165 0.165
2 7 54 0.470 0.635
3 8 42 0.365 1
Total:n=115 1 Tabla 12 Tabla de Frecuencias Individuales y acumuladas.
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Ahora será conveniente establecer un MODELO DE LAS
FRECUENCIAS DE LAS VELOCIDADES DEL VIENTO, que se describa por
medio de una función matemática continua, en vez de una tabla de valores
discretos.
Haciendo uso de la probabilidad, dado que la suma exhaustiva de todas
los eventos mutuamente excluyentes da como resultado 1; vamos a encontrar
dicho modelo:
La función f(x); representa la probabilidad de que la velocidad del viento,
este en un intervalo entre x y x+dx. El área bajo f(x) es la unidad.
∫ ( )
Así también, la probabilidad de que la velocidad del viento este
comprendido entre valores X0 y X1 se puede obtener como la integral de:
( ) ∫ ( )
Ahora se conoce que el número de medidas contabilizadas es N, y estas
medidas se las ha contabilizado en el intervalo de tiempo ,que puede ser 10
minutos, una hora etc El tiempo en el que el viento está soplando con una
velocidad comprendida entre X0 y X1 sera: N* * ( ).
Por lo tanto ahora el valor medio de la velocidad y la desviación estándar
de la misma será:
∫ ( )
∫ ( ) ( )
Y la distribución de probabilidad acumulada F(X) será:
( ) ∫ ( )
Analizando las funciones f(x) que se encuentran en las matemáticas; se
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69
pueden escoger entre las más ajustadas al viento la distribución de Weibull y la
Rayleigh.
2.8.1 Función de distribución de Weibull
Esta distribución se base en dos parámetros , k ,c ,forma y amplitud
respectivamente ;mientras que la distribución de Rayleigh solo se base de la
velocidad media. Resultando de esta forma, que en la mayoría de los casos el
modelo de Weibull se utiliza para modelar el viento.
( ) (
) (
)
* (
)
+
Figura 26 Modelamiento de los datos registrados en función al factor escala
Fuente:(Propio)
Como se puede observar mientras se mantiene el factor amplitud c=1 y
se varia el factor de k desde 1.2 a 2.8, la función se va moviendo de izquierda
a derecha, esto con el afán de ir captando la mayor cantidad de datos de
frecuencias calculadas.
Ahora si se desea encontrar el valor medio :
0 0.5 1 1.5 2 2.50
0.2
0.4
0.6
0.8
1
x
f(x)
Función de Weibull
1.2
1.6
2
2.4
2.8
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70
(
)
La función gamma Γ(x) se define:
Γ(x)=∫
Se puede comprobar que el área bajo la curva de cualquiera de las
gráficas es la unidad, y que el valor medio es
(
)
La desviación estándar será entonces.
[ (
) (
)]
Otros campos muy importantes a destacar son:
La probabilidad de que la velocidad del viento x sea mayor o igual que xo
( ) [(
)
]
Mientras que para saber la probabilidad de que la velocidad del viento este
entre Xo y X1 :
( ) [(
)
] *(
)
+
muestra, i velocidad, x observaciones, w frecuencia , f frecuencia acumulada, F
1 0.5 6 0.0081 0.0081 2 1.5 31 0.0417 0.0479 3 2.5 30 0.0403 0.0901 4 3.5 50 0.0672 0.1573 5 4.5 69 0.0927 0.2500
6 5.5 75 0.1008 0.3508 7 6.5 60 0.0806 0.4315 8 7.5 59 0.0793 0.5108 9 8.5 69 0.0927 0.6035 10 9.5 61 0.0820 0.6855
11 10.5 43 0.0578 0.7443 12 11.5 44 0.0591 0.8024 13 12.5 54 0.0726 0.8750 14 13.5 43 0.0578 0.9328 15 14.5 21 0.0282 0.9610
16 15.5 11 0.0148 0.9758
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17 16.5 7 0.0094 0.9852 18 17.5 4 0.0054 0.9906 19 18.5 2 0.0027 0.9933
20 19.5 1 0.0013 0.9946 21 20.5 1 0.0013 0.9960 22 21.5 3 0.0040 1.0000
Tabla 13 Cálculo de valores de la frecuencia fija y acumulada
Fuente:(Propio)
Como se ha visto la función f(X) se hallado en función del Modelo de
Weibull, pero ahora es momento de buscar la manera de hallar los parámetros
c y k que utiliza el modelo de weibull:
2.8.2 Ajuste No Lineal
Para ajustar los datos de la columna de frecuencias al modelo de
Weibull, se tiene que determinar los valores de c y k. Para ello usaremos un
ajuste no lineal con la función nlinfit de Matlab, para lo cual se procede a llamar
a(1) a k ya(2) a c.
Mostrando en la consola de Matlab los parámetros:
K=2.2146
C=12.8866
2.8.3 Ajuste Lineal por mínimos cuadrados:
En la expresión de las frecuencias acumuladas F(X), se despeja 1-F(X) y
se toma dos veces logaritmos neperianos:
( ) *(
)
+
*(
)
+ ( )
[( ) ] ( )
( ) *(
)
+
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Se aplica logaritmo neperiano:
(
( )) ( *(
)
+)
(
( )) (*(
)
+)
Nuevamente se aplica logaritmo neperiano:
( (
( ))) (*(
)
+)
( (
( ))) ((
))
( (
( ))) ( ) ( )
La ecuación anterior es la ecuación de la recta de forma que:
Donde u y z son variables:
( (
( )))
∑( )( )
∑( )
(
)
Mostrando en la consola de Matlab tenemos:
Weibull
K=1.9375
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73
C=10,9539
Parámetros de Weibull por ajuste No Lineal
Parámetros de Weibull por ajuste Lineal
K 2.2146 1,9375
C 12.8866 10,9539 Tabla 14 Parámetros de los ajustes lineal y no lineal
Fuente:(Propio)
Conclusión: según el modelo de Weibull existe dos clases de ajuste : el
no Lineal y el Lineal ,el primero de ello se aproxima mucho a la velocidad media
de los datos registrados de Villonaco 12,32 m/s mientras que el segundo
ajuste lineal pierde sensibilidad al alejarse del valor medio de la velocidad real;
esto provocara que el Factor de planta sea alterado, implicando directamente
una alteración de la cantidad de energía producida anual y en el nivel de
ingresos a percibir por la generación de electricidad en millones de dólares
anuales.
2.9 EJEMPLO DE CÁLCULO PARA DETERMINAR EL FACTOR DE CAPACIDAD
EÓLICO.
Se va a realizar un cálculo de la producción esperada de un
aerogenerador en un emplazamiento, suponiendo que se conoce la curva de
potencia adecuada a la densidad del mismo, y la distribución de Weibull del
viento a altura de buje. Se toma como referencia una curva de potencia ficticia,
elaborada a partir de la composición de las correspondientes a diferentes
aerogeneradores actuales. Para simplificar, se supone que el emplazamiento
se encuentra a nivel del mar (p=1,225 kg/ m2) y que la distribución del viento a
altura de buje sigue una distribución de Weibull con c=7,5 m/s y k=2,0.
Velocidad (m/s)
Potencia (kW)
0 0 1 0 2 0 3 0 4 57
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5 177 6 348 7 575 8 868 9 1213 10 1554 11 1810 12 1943 13 1985 14 1996 15 2000 16 2000 17 2000 18 2000 19 2000 20 2000 21 2000 22 2000 23 2000 24 2000 25 2000 26 0 27 0 28 0 29 0
Tabla 15 Curva de potencia utilizada en el ejemplo de cálculo.
Fuente:(Atlas Eólico MEER,2013)
Para obtener el valor de potencia promedio, se debe calcular en primer
lugar la probabilidad de que la velocidad del viento se encuentre en cada uno
de los intervalos mostrados de la curva de potencia. Los intervalos de cálculo
de probabilidad se tomarán en el punto intermedio entre los intervalos de la
curva. Por ejemplo, para 6 m/s, se calcula la probabilidad de que la velocidad
del viento esté comprendida entre 5,5 y 6,5 m/s, mediante la ecuación de la
probabilidad acumulada.
( ) * (
)
+
( ) * (
)
+
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75
( ) * (
)
+
Lo que resulta una probabilidad conjunta de:
( )
Multiplicando cada probabilidad obtenida con este método por la
potencia de cada intervalo y sumando, se obtiene la potencia media producida
por el aerogenerador en este emplazamiento, como muestra la siguiente tabla:
Velocidad (m/s)
Probabilidad Potencia (kW)
0 0.000 0.00
1 0.035 0.00
2 0.066 0.00
3 0.091 0.00
4 0.107 6.08
5 0.114 20.11
6 0.112 39.05 7 0.104 59.78
8 0.091 79.05
9 0.076 91.95
10 0.060 93.46
11 0.046 82.53
12 0.033 64.29
13 0.023 45.68
14 0.015 30.65 15 0.010 19.68
16 0.006 12.12
17 0.004 7.17
18 0.002 4.08
19 0.001 2.24
20 0.001 1.18
21 0.000 0.60
22 0.000 0.29 23 0.000 0.14
24 0.000 0.06
25 0.000 0.03
26 0.000 0.00
27 0.000 0.00
28 0.000 0.00
29 0.000 0.00
30 0.000 0.00 Suma 99.56% 660.22
Tabla 16 Estimación de la potencia media
Fuente:(Propia)
Se ve que por la forma de la distribución de Weibull, la distribución de
velocidades se concentra en apenas un pequeño rango de velocidades. Para
que este tipo de cálculos mostrados no dependan del aerogenerador
considerado, se suele calcular el llamado factor de capacidad o de planta, que
se define simplemente como el cociente entre la potencia media y la potencia
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76
máxima del aerogenerador. En el ejemplo que nos ocupa sería:
Una estimación de la producción bruta anual se obtendría multiplicando
la potencia media en kW por las 8760 horas que tiene un año. Esta magnitud
tiene unidades de energía y en el presente ejemplo tendría un valor de
5.783.544,51 kW·h. Por último, considerando una tarifa CONELEC de 10
centavos de US$ por kW·h, la remuneración por venta de la energía producida
por el aerogenerador sería de alrededor de $ 578.354,00.
2.10 ANALISIS DE DATOS (DATAS) RECOPILADOS POR LA ESTACION
VILLONACO TORRE 1, TORRE2 TORRE 3,PARA LA ESTIMACION DE
ENERGIA EOLICA APLICANDO COMANDOS EN MATLAB.
Figura 27 Ubicación geográfica Villonaco Loja
Fuente:(Proyecto Factibilidad ENERSUR,2007)
Lo que primero que vamos a hacer es abrir la base de datos de los
registros que nos proporcionó CELECP-EP GENSUR. VILLONACO. que viene
dado en Excel.18
18 Tener en Cuenta que para los datos ser compatible con Mtalab,la base de datos excel debe estar
guardado en versión de Libro 2003-2007.
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77
Figura 28 WIzard de Matlab para importar un archivo desde Excel .
Fuente:(Elaboración Propia)
Se toma para ejemplificar esta sección, la velocidad a 40m de altura, Torre2
WILOG AÑO 2004; para ello creamos una variable solo de la columna 1,
seleccionada y luego hacemos un plot de aquella variable.
Figura 29 Velocidades registradas de la Torre 2 del año 2004 en Villonaco con Matlab.
Fuente:(Elaboración Propia).
Se analiza las velocidades en un día aleatorio; para ello se toma el día
01/01/2004 como respuesta de hacer un random en Matlab. Bien ahora se
selecciona 145 registros que equivale a 24 horas de un día y se manda por
medio del comando HIST a plotear en matlab :
0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4
x 104
0
5
10
15
20
25
30ANALISIS DEL VIENTO
muestras
velo
cida
des
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78
Figura 30 Velocidad del viento en 1 día ;01/01/2004 Villonaco.
Fuente (Elaboración Propia)
Como se puede apreciar en la figura anterior, existe altos valores del viento en
las horas de las 4 am hasta las 16:00 pm ,no así, para las horas pico de la
noche 19:00 ha con valores alrededor de los 5m/s; cabe mencionar que la
Futura central Eólica Huscachaca-ELECAUSTRO. Tiene valores promedios de
viento de 5m/s.
2.10.1 Calculo del tiempo estimado de funcionamiento de un aerogenerador en
Villonaco
Un aerogenerador funciona cuando la velocidad del viento es superior a un
valor mínimo (cut-in) e inferior a un valor máximo (cut-out). Para un hipotético
aerogenerador estas velocidades son 4 m/s y 18 m/s, respectivamente..
Para ello utilizamos el siguiente código Matlab para ajustar a weibull:
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79
En la consola de Matlab obtenemos los siguientes datos:
En la consola de Matlab se visualizara, horas=32880e+004
Ahora lo que se hace, es ajustar las velocidades del viento a una
distribución Matemática probabilística de Weibull; recordando que esta función
trabaja sobre dos factores c; k de forma y amplitud respectivamente; en el
cuadro anterior se mencionó el código en Matlab para llevar los datos a un
modelo de Weibull; utilizando el código anterior tenemos la siguiente grafica
para Villonaco.
%%Horas de Funcionamiento de Aerogenerador
%horas a partir de las medidas de la velocidad del viento
velocidad=velocidad40;
x0=4;x1=18;
horas=sum(velocidad>=x0 & velocidad<=x1);
%Modelo estadístico de Weibull
%ajuste no lineal
k=2.26372,c=12.307
prob=exp(-(x0/c)^k)-exp(-(x1/c)^k);
horas=length(velocidad)*prob
Tabla 17 Código Matlab para obtener horas de funcionamiento de Matlab.
Fuente (Propia)
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80
Figura 31 Ajuste de los datos del Viento al Modelo de Weibull.
Fuente:(Elaboración Propia)
Para comparar el Modelo propuesto que es de Weibull vs con los datos
reales del viento; nos valemos de un análisis estadístico de la media,
desviación estándar a los datos reales y a los datos que se obtendría si
aplicaríamos nuestro modelo hacia el viento.
MEDIA Y DESVIACION
STANADR CON DATOS
REGISTRADOS
MEDIA Y DESVIACION
STANADR EN BASE AL
MODELO DE WEIBULL CON
AJUSTE NO LINEAL
MEDIA Y DESVIACION
STANADR EN BASE AL
MODELO DE WEIBULL CON
AJUSTE LINEAL
MEDIA 10.9177 10.9012 9,8912 DESV
STANDAR 5.0994 5.0985 4,1234
Tabla 18 Comparación de Datos registrados vs Modelo Weibull.
Fuente:(Elaboración Propia.)
Como se puede apreciar en la tabla anterior, utilizando el modelo matemático
del viento, con f(x) igual a la distribución de Weibull y con ajuste no lineal de
grado 6,se nota claramente que los datos de la media y desviación estándar
0 5 10 15 20 25 300
0.01
0.02
0.03
0.04
0.05
0.06
0.07
0.08Ajuste a la función Weibull
Velocidad
Fre
cuencia
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81
son muy cercanos a los datos de media y desviación estándar registrados en
las estación meteorológica Torre2 año 2004;mientras que el mismo modelo de
viento en base a la distribución de Weibull y con ajuste lineal presenta una
mayor pérdida de información en lo que se refiere a la media y desviación
estándar de la misma Torre 2
2.10.2 Rosa de Vientos en dirección y frecuencia de Villonaco.
Figura 32 Rosa de Vientos en direcciona y frecuencia de Villonaco.
Fuente:(Elaboración Propia)
La mayor parte del tiempo, Villonaco presenta un viento que proviene del
Estenoreste 67,5° dentro de la rosa de los vientos; en la misma dirección
presenta un frecuencia fija de alrededor del 20% .
2.11 ENERGÍA SUMINISTRADA POR EL AEROGENERADOR:
Se calcula la energía suministrada por el viento en la unidad de tiempo
y área barrida por las palas del aerogenerador. También la energía por unidad
de tiempo y área que produce un aerogenerador conocida su curva de
potencia.
2.11.1 Energía por unidad de tiempo suministrada por el viento
La energía por unidad de tiempo (densidad de potencia) del viento cuando pasa
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82
a través de un área A perpendicular a la dirección se la puede obtener en
Matlab como:
Tabla 19Densidad de Potencia en Matlab.
Fuente (Propia)
2.11.2 Energía por unidad de tiempo suministrada por el aerogenerador.
Se obtiene desde una base de datos; gracias a la gentileza de Idaho
National Laboratory las curvas de los aerogeneradores para 30 marcas de
mayor utilización en el mercado eólico.
Figura 33 Curva de Potencia Aerogenerador ACCIONA 1,5MW.
Fuente:(Elaboración Propia)
-5 0 5 10 15 20 25 30 350
500
1000
1500
Curva de potencia de un aerogenerador
velocidad
pote
ncia
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83
Figura 34 Ajuste de un polinomio grado 3 a la Curva de Potencia Aerogenerador.
Fuente:(Elaboración Propia).
2.12 DESCRICION DEL RECURSO EOLICO POR REGIONES EN ECUADOR
La modelización del recurso eólico con resolución de 200 m sobre el territorio
del Ecuador ha permitido identificar la distribución de este recurso sobre el
territorio. En lo que a la circulación general terrestre respecta, los vientos domi-
nantes sobre el país son los alisios, provenientes del Este y que por tanto
alcanzan el país tras atravesar todo el continente. Esto hace que el viento
horizontal a gran escala sea más bien débil en todo el territorio
continental.(Atlas Eolico del Ecuador,2013)
En términos generales, la orografía del Ecuador divide el territorio en cuatro
zonas climáticas bien definidas, que confieren unas características particulares.
0 5 10 150
500
1000
1500
Ajuste de la curva de potencia de un aerogenerador
velocidad
pote
ncia
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Los párrafos que continúan, tiene una gráfica del Ecuador por regiones y
adjunto a la gráfica se encuentra la leyenda de colores, respecto a la densidad
del potencial del viento anual a 80 de altura.19
La Zona Oriental o Amazónica: en que la frondosa vegetación selvática
influye de forma decisiva en la disminución de la velocidad de los vientos alisios
en los niveles más cercanos al suelo.
Figura 35 Zona Oriental en función Densidad Potencia a 80m de altura.
Fuente:(Atlas eólico Ecuador,2013)
La Zona de la Sierra: donde la Cordillera de los Andes comprime los
vientos, resultando en una aceleración de los mismos, en una clara
manifestación de lo que se conoce en física de fluidos como efecto Venturi.
19 Existe una aplicación para google erth de los mapas del ecuador en www.meer.con.ec/atlas eólico.
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85
Estos elevados vientos, sin embargo, se producen en emplazamientos muy
elevados, donde además de la dificultad del acceso a los mismos, la energía
del viento disminuye proporcionalmente al descenso de la densidad que se
produce con la altitud.
Figura 36 Zona Sierra en función Densidad Potencia a 80m de altura.
Fuente:(Atlas eólico Ecuador, 2013)
La Zona de la Costa: donde interaccionan los vientos alisios del Este
con dos circulaciones locales: la brisa que se establece por el contraste de
temperaturas entre el continente y el océano, y la circulación valle-montaña por
la influencia de la Cordillera de los Andes. La combinación del viento global con
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86
el local en este caso da lugar a una mayor variación espacial del recurso y a la
localización de algún área con velocidades algo superiores al entorno.
Figura 37 Zona Costa en función Densidad Potencia a 80m de altura.
Fuente:(Atlas eólico Ecuador, 2013)
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87
Islas Galápagos: que aúnan tres características importantes para
entender su distribución de viento: son islas, volcánicas y bajo la influencia de
los alisios. Por el hecho de ser islas, reciben un viento global menos perturbado
que en el continente; sin embargo, los vientos alisios a esta latitud tan baja son
de limitada intensidad. Por último, su carácter de archipiélago volcánico, hace
que las pendientes sean considerables y que en conjunto configuren un
laberinto por el que el viento converge y diverge (por lo que se acelera y se
frena) en un espacio relativamente pequeño, presentando además diversos
cambios de dirección.
Figura 38 Zona Insular en función Densidad Potencia a 80m de altura.
Fuente:(Atlas eólico Ecuador, 2013)
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88
CAPITULO III
METODOLOGIA PARA EL CÁLCULO DEL PRECIO DE VENTA DE LA
ENERGIA ELECTRICA GENERADA POR EL VIENTO Y FIJACION DEL
PLAZO DE CONCESION EN ECUADOR REGULADOS POR EL CONELEC.
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89
III METODOLOGIA PARA EL CÁLCULO DEL PRECIO DE VENTA DE LA
ENERGIA ELECTRICA GENERADA POR EL VIENTO Y FIJACION DEL
PLAZO DE CONCESION EN ECUADOR REGULADO POR EL
CONELEC
3.1 DEFINICIÓN DE PARÁMETROS INFLUYENTES EN LOS COSTOS DE
GENERACIÓN EÓLICA Y CÁLCULO DEL PRECIO UNITARIO DEFINIDO
POR EL CONELEC.
Tasa Anual: Se refiere a la tasa de interés anual a la cual se deberá pagar por
el capital adquirido a los prestamistas locales como internacionales.
Capacidad Instalada.-Se refiere a la capacidad total de MW instalados en la
central de generación eléctrica.
Potencia Firme: Llamada también potencia efectiva; la potencial real que
tenemos en bornes de generación.
Potencia Unitaria: Potencia que sale individualmente por cada
aerogeneradores.
Inversión Total: Cantidad en dólares por el monto total que conlleva crear la
central de generación eólica.
Desembolso anual requerido: Es el cálculo de los dividendos anuales
(amortización) que se tiene que pagar a los prestamistas por el crédito
recibido.
Costo Operación _Mantenimiento: Según la cátedra de mantenimiento se ha
clasificado a este rubro como el porcentaje del 2% a 3% del total de la
inversión.
Costo Medio Anual: Se compone de la suma del desembolso anual + O&M +
Costo total anual dividido para la cantidad de potencia firme. [USD/MW].
Vida mensual: Se refiere a los años de vida útil dividido para 12 meses.
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90
Tasa de descuento mensual: Tasa de descuento anual referida a meses.
Desembolso Mensual: Desembolso mensual que una vez calculado el interés
anual y los costes referidos a meses de debe pagar al prestatario
mensualmente.
Costo medio Mensual: Valor a liquidar a un generador eólico como el cociente
entre la suma del desembolso mensual +O&M_ mensual dividido por la
cantidad de potencia firme del generador.[USD/KWH-mes]
Costo medio Mensual referido a la energía: Se halla el costo de la energía
eléctrica dividiendo el CMmensual para 8760 multiplicado por el factor de
Planta.
Factor de Planta: Cociente que resulta de la división entre la energía real
generada en un tiempo dado y la energía nominal que daría la planta a
trabajando a potencia nominal multiplicado por 100 para obtener el porcentaje.
Impuesto a la Renta: En conformidad con el Registro Oficial 351 del código de
la producción ,articulo 24,numeral 2,se establece que a los sectores que
contribuyan al cambio de la matriz energética ,se reconocerá la exoneración
total del impuesto a la renta por cinco años a las inversiones nuevas que se
desarrollen en estos sectores, Así mismo se revisó que en el artículo 9 Ley de
régimen Tributario Interno; las instituciones públicas serán exentas del pago
impuesto a la renta, no así las instituciones privadas tendrán que pagar luego
de los cinco años 22% sobre la base imponible.(Ing. Antonio Barragán;
Maestría Sistemas Eléctricos de Potencia, Junio 2012).
Amortización: Se establecen para las instalaciones, maquinarias, equipos y
muebles un 10% anual, o lo que equivale a una depreciación de 10 años.
Según el Código interno de Tributación del Ecuador.
La tabla que a continuación se presenta se encuentra en la Regulación No.
CONELEC - 003/04 “Cálculo de la Potencia Remunerable Puesta a
Disposición”, la misma que va a ser desarrollado paso a paso para obtener los
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resultados del CONELEC.
Equipamiento Equivalente: TURBINA DE GAS CICLO ABIERTO
TASA ANUAL 11,2000%
CAPACIDAD INSTALADA MW INSTALADO 90
POTENCIA FIRME [MW] 81
POTENCIA UNITARIA[MW] 1,5
INVESION TOTAL $ 36.000.000,00
DESEMBOLSO ANUAL REQUERIDO $ 5.061.741,31
COSTOS_OPERACION_MANTENIMIENTO AL 2% A 3%
$ 720.000,00
COSTO_TOTAL ANUAL $ 5.781.741,31
COSTO_MEDIO_ANUAL[USD/MW] $ 71.379,52
CALCULO DEL DIVIDENDO MENSUAL
VIDA UTIL MENSUAL 180
TASA DESCUENTO MENSUAL 0,8886%
DESEMBOLSO MENSUAL $ 401.591,80
COSTOS FIJOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO
$ 60.000,00
COSTO_TOTAL_MENSUAL $ 461.591,80
COSTO MEDIO MENSUAL (USD/KW) $ 5,70
COSTO MEDIO MENSUAL REFERIDO A ENERGIA usd/kwh
0,018107438
Tabla 20 Determinación Precio Unitario de Potencia.
Fuente:( CONELEC, 2007).
La potencia firme expresada en porcentaje es:
( ) ( )
( )
( )
El costo unitario de la inversión es 400 US$/kW, si multiplicamos este
valor por la capacidad total instalada que es 90*103 kW da como resultado la
inversión total de la planta: 36 millones de US$.
El desembolso anual requerido es la anualidad de la inversión realizada
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en cobertura de máxima demanda, en el cálculo se involucran aspectos que
tienen que ver con la planta, tales como la vida útil de la planta y la tasa de
descuento anual.
La suma de los costos fijos de administración, operación y
mantenimiento, el desembolso anual y los costos variables de operación y
mantenimiento dan como resultado el costo total anual.
La energía total anual es el resultado de multiplicar la capacidad efectiva
de la planta por el número de horas totales en un año (8760) y un factor de
planta, que en nuestro caso es 62.3%.
El costo total medio anual resulta de la división entre el costo total anual
y la energía total anual.
Para el cálculo del descuento mensual se utilizó la siguiente expresión:
( )
Con los datos anteriores se calcula el desembolso mensual utilizando la
siguiente ecuación:
( )
( )
Donde n es el número de años, lo que daría 180 meses de vida útil para
la planta, Inv., inversión total de la planta en dólares.
3.2 EJEMPLO DE DETERMINACION DEL PRECIO UNITARIO POTENCIA PARA
EL PARQUE EOLICO SAN CRISTOBAL-GALAPAGOS.
El parque eólico San Cristóbal se encuentra situado en las Islas
Galápagos en el Ecuador, el parque eólico tiene una potencia instalada de 2,4
MW con 3942 horas de funcionamiento al año, donde los valores que
representan los costos de inversión y los costos de explotación y gestión
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93
asociados a este tipo de parque es de aproximadamente 4167 US$/kW:
Los Parámetros para el análisis son los siguientes:
La inversión total que se realizará en la planta, es el resultado de
multiplicar el costo por kW con la capacidad instalada.
El desembolso anual requerido es la anualidad de las inversiones
realizadas en la cobertura de máxima demanda, en el que se involucra la
inversión total de la planta, la vida útil de la unidad y la tasa de descuento
anual.
( )
( )
( )
( )
El desembolso mensual requerido es la anualidad, en meses, considerando la
vida útil (en meses), la tasa de descuento mensual y la inversión total de la
planta.
( )
( )
( )
( )
( )
( )
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Los costos fijos de operación y mantenimiento están en el orden del 2 al 3% del
valor de la inversión total de la planta.
El costo medio mensual (PUP), es el costo total mensual, sobre la potencia
firme de la unidad.
El costo medio mensual referido a energía es la relación entre el costo medio
anual y las horas de disponibilidad al año (3942 horas), donde el 45%
corresponde al factor de planta de la unidad.
Análisis y Conclusión: El CENACE debería pagar por concepto de energía a
Galápagos 14,69 CUSD/KWh en lugar de 10,04 usdc/kwh que actualmente
está pagando a la central San Cristóbal. Según lo dictamina la regulación
004/11CONELEC.
DETERMINACION DEL PRECIO UNITARIO DE POTENCIA PARA REMUNERACION
Equipamiento Equivalente: TURBINA EOLICA GALAPAGOS SAN CRITOBAL
TASA ANUAL 8,0000%
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CAPACIDAD INSTALADA MW INSTALADO 2,4
POTENCIA FIRME [MW] 2,28
TOTAL TURBINAS EOLICAS 3
POTENCIA UNITARIA[kW] 800
INVESION TOTAL $ 10.000.000,00
DESEMBOLSO ANUAL REQUERIDO $ 1.018.522,09
COSTOS_OPERACION_MANTENIMIENTO AL 2% A
3%
$ 300.000,00
COSTO_TOTAL ANUAL $ 1.318.522,09
COSTO_MEDIO_ANUAL[USD/MW] $ 578.299,16
CALCULO DEL DIVIDENDO MENSUAL
VIDA UTIL MENSUAL 180
TASA DESCUENTO MENSUAL 0,6434%
DESEMBOLSO MENSUAL $ 81.915,02
COSTOS FIJOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO $ 25.000,00
COSTO_TOTAL_MENSUAL $ 106.915,02
COSTO MEDIO MENSUAL (USD/KW) $ 46,89
COSTO MEDIO MENSUAL REFERIDO A ENERGIA usd/kwh 0,146701969
Tabla 21 Determinación PUP Galápagos
Fuente:( Elaboración Propia)
En territorio del Ecuador continental, el único parque eólico
recientemente incorporado con fecha al 30 de Mayo del 2013 al Sistema
Nacional Interconectado es Villonaco, del cual es dueño, administrado y
operado Empresa Estatal CELEP-GENSUR. Las características de este parque
se detallan en la sección siguiente
3.3 RECOPILACION DE DATOS PARA EL PROYECTO BASE:
Parque Eólico Villonaco:
3.3.1 Entidad Ejecutora:
Unidad de Energías Renovables de la Corporación eléctrica del Ecuador en
coordinación subsecretaria energías renovables y MEER.
3.3.2 Cobertura:
Nacional
3.3.3 Localización:
Provincia de Loja, Cantón Loja-Cantón Catamayo.Línea de Cumbre cerro
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96
Villonaco entre las coordenadas UTM:N9558404, E693030 y N9556225
E693635.
Figura 39 Localización UTM Villonaco
Fuente: (Google Earth, 2013).
3.3.4 Monto:
USD$ 45.687.890,00 (Cuarenta y cinco millones seiscientos ochenta y siete mil
ochocientos noventa dólares americanos.)
3.3.5 Plazo de Ejecución: 12 meses.
El área del proyecto está ubicada en la provincia de Loja y comprende
un área dividida tanto para el cantón Loja como para el Cantón Catamayo.
ACTIVIDADES PRESUPUESTO MEDIOS DE
VERIFICACIÓN SUPUESTOS
Componente 1
Estudios preliminares 724000 Ejecución
Presupuestaria USD.
45,687,890.00
Diseño definitivo de Construcción 400000
Fabricación y Entrega de Aerogeneradores 15870000
Obras Civiles Preliminares- Vías de acceso y Conformación de Plataformas 900000
Obras Civiles- Construcción Cimentaciones 7800000
Construcción de S/E Colectora y Línea de Transmisión 5500000
Servicios de Transporte y montaje de Equipos 4400000
Puesta en Servicio y Pruebas de Verificación 1715000
Obras Civiles- Complementarias 5315000
Adquisición de Terrenos 200000
Fiscalización del Proyecto 930000
Gestión Ambiental 150000
Villonaco
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97
Plan de Desarrollo integral de las comunidades de la zona de intervención 886000
Dirección del proyecto 897890
TOTAL $ 45.687.890,00
Tabla 22 Estructura de Costos basado en Matriz de Marco Lógico.
Fuente:(CELEC-GENSUR, 2013)
3.3.6 Viabilidad Económica Financiera:
El valor referencial para calcular el costo de implantación de este
proyecto eólico es de 2,2 USD/MW instalado. Este valor es tomado de la
experiencia de ENERLOJA. Similar tendencia se puede observar en las figuras
siguientes para el año 2007 correspondiente a un proyecto de 10MW instalado
en EEUU lo cual indica que el proyecto en estudio tenga un costo relativamente
común.
Figura 40 Historial de costos de Implementación eólicos en EEUU2007
Fuente:( ReportWind Power, 2007.)
Figura 41 Costo implementación de proyectos eolicos en EEUU por capacidad de potencia
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Fuente:(ReportWind Power 2007.)
3.3.7 Estructura Referencial de costes en un proyecto Eólico Estándar One.Shore20
para Villonaco.
Figura 42 Estrucura de Costes de un proyecto Eólico OneShore
Fuente:( Asociación empresarial eólica de España 2010)
A diferencia de la situación en Ecuador; el mercado de energía eólica en
EEUU se encuentra consolidado de manera firme debido, entre otros factores,
al volumen de generación instalado. Por consiguiente los proyectos instalados
en estos países venden la energía generada a precios variables, típicamente
menores a ctvUSD $ 0,09 como se refleja en la siguiente figura:
Figura 43 Precio de venta de energía eléctrica generada por viento EEUU
Fuente:(ReportWind Power 2007)
20
One Shore=Aerogeneradores En el Territorio Continental; OFF SHORE=Aerogeneradores en el Mar
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99
De acuerdo a los cálculos de análisis y recuperación de inversión
realizada por técnicos del MEER, el costo se estima llegara a ser de 0,09
USD/kWh. Una vez que se haya seleccionado a la empresa que construirá el
parque eólico, se tendrá el valor real.
Los costos de operación y mantenimiento (O&M) varían de acuerdo a la
tecnología del aerogenerador utilizado, aproximadamente el costo de
aerogeneradores con multiplicadora cuestan 3 veces los aerogeneradores sin
esta última. La asociación española de energía eólica indica que el costo de
O&M puede llegar a ser del 20 % del precio de venta de la energía .En el
EEUU, los precios de O&M para proyectos instalados tienen la siguiente
tendencia.
Figura 44 Precio de la Eólica en función del factor Planta en EEUE.
Fuente:(Anual Report Wind Power 2007)
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100
Figura 45 Promedio de costos O&M desde 2000 al 2007 en EEUU
Fuente: (Anual Report WIND POWER 2007)
Según la referencia ultima, existe según los técnicos del MEER una alta
probabilidad de que el costo de O&M para los proyectos eólicos en Ecuador
sea de aproximadamente 15 USD/MWh generado en promedio durante la
mayor parte de vida del proyecto.
En resumen, existe una elevada probabilidad de que el costo de
implementación del proyecto eólico Villonaco se aproxime a 2500usd/kWh; así
el costo O&M será de 15USD/MWh ;y el factor de planta sería una de los
mejores si se lo compara dentro de los rangos típicos de proyectos eólicos de
Estados Unidos.
3.3.8 Villonaco y el cambio Climático
La cantidad de Gases efecto invernadero(GEI) se pude calcular
mediante un factor adimensional que relaciona la cantidad de electricidad
generada con fuentes termoeléctricas tradicionales en el país específico
(Ecuador).
3.3.9 Calculo la huella de carbono
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101
Para convertir la información recopilada y expresarla en toneladas de
CO2 (o CO2e) se utilizan factores de emisión que permiten determinar cuánto
CO2 se emite, por ejemplo, al consumir una determinada cantidad de energía.
Los factores de conversión estándar fueron definidos por el IPCC (Grupo
Intergubernamental de Expertos en Cambio Climático). Según el IPCC, los
factores de conversión para las principales fuentes de energía primaria que se
utilizan en Latinoamérica son los siguientes:
Combustible FEC(t C02/Tj)*Fracción Carbono oxidado*44/12
Diesel 73,326
Enap 6 (o fuel) 76,593
Carbón 92,708
Carbón-Petcoke 93,181
Gas Natural 55,8195
Embalse 0
Pasada 0
Biomasa 0
Figura 46 Factores de emisión para cálculo de Huella de Carbono
Fuente: (IPCC,2010)
Así, por ejemplo, si una empresa consumió 1000 kWh a base de carbón,
deberá realizar los siguientes cálculos para determinar las emisiones de CO2
correspondientes:
1. Convertir los Kilowatt hora (KWh) en Tera Joules (Tj)
1000 KWh = 0.0036 Tj
2. Aplicar el factor de conversión correspondiente al carbón:
0.0036 * 92,708 = 0,333 tCO2
En este caso, la empresa que consumió 1000 KWh a base de carbón,
habrá emitido 0,333 toneladas de CO2.
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102
En el caso de la electricidad consumida, es necesario identificar cuáles
son las fuentes de energía primaria que se utilizaron para la generación de
dicha electricidad y en que proporciones (matriz energética). En base a la
matriz energética se calcula el factor de emisión para la electricidad consumida.
Figura 47 Ciclo de Mecanismo Desarrollo Limpio (Fuente Mitsubishi Energy2010)
3.4 SUPUESTOS ESTÁTICOS PARA EL CÁLCULO ECONÓMICO DE
VILLONACO.
Con fecha 31 de mayo del 2010,el gobierno provincial de Loja a través
de ENERSUR EP, quien estaba a cargo de la ejecución del proyecto eólico
Villonaco receptó las ofertas técnicas económicas de la consulta internacional a
Fabricantes de Aerogeneradores ,estableciéndose un valor promedio de 2500
dólares por kW instalado.
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103
SUPUESTOS VALOR UNIDAD OBSERVACIONES
Tasa de descuento SENPLADES 12% porcentaje No estadístico
Costo internacional del diesel 2.871 usd/gal Moda
Rendimiento de generación termoeléctrica
diesel
11.517 kWh/gal Media
Costo de electricidad con fuente termoeléctrica
diesel
0.249 usd/kWh Calculado
(solo consumo de diesel)
Costo de electricidad con otras fuentes (hidroeléctrica ,
0.015 usd/kWh Estimado, no estadístico
bunker, residuo, importación, etc.)
Porcentaje de energía eólica que desplaza a
fuentes que
100.00% porcentaje Estimado
termoeléctricas diesel
Porcentaje de energía eólica que desplaza a
fuentes que
0.00% porcentaje Calculado
no termoneléctricas diesel
Precio reconocido por venta de energía eólica 0.0913 usd/kWh Regulación CONELEC 004-11
Costo de O&M 0.013 usd/kWh Media
Costo por potencia instalada 2,535 usd/kW fuente: fabricante
Precio referencial de venta CERs 12.924 usd/CER experiencia focos
ahorradores
Potencia total a instatalar
16,500
kW No estadístico
Energía anual generada 59,570,000 kWh/año Media
Certificados de carbono emitidos 42,890 CER/año Calculado
Cantidad de diesel no consumido 5,172,505 gal/año Calculado
Cost evitado en diesel 14,851,075 usd/año Calculado
Vida útil del proyecto 20 años No estadístico
Interés del financiamiento externo 5.00% porcentaje fabricante
Interés del financiamiento (otras fuentes) 7.00% porcentaje Estimado
Porcentaje financiado externo 78.05% porcentaje No estadístico
Porcentaje financiado por otras fuentes 21.95% porcentaje No estadístico
Tabla 23 Supuestos estáticos para el cálculo económico
Fuente: (CELEC-Villonaco SENPLADES,2013)
3.5 IDENTIFICACIÓN Y VALORACIÓN DE LA INVERSIÓN TOTAL, COSTOS
OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO INGRESOS Y BENEFICIOS.
SUBTOTALES ECONOMICOS VALOR UNIDAD OBSERVACIÓN
Costo del proyecto 45,687,890.00 usd Calculado
Monto a financiar con EDCF 35,661,618.00 usd Calculado
Anualidades por financiamiento EDCF (2,861,580) usd/año Calculado
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104
Monto a financiar con otras fuentes 10,026,272 usd Calculado
Anualidades por financiamiento de otras fuentes -946,409 usd/año Calculado
Total anualidades (3,807,990) usd/año Calculado
Venta anual de energía 5,438,741 usd/año Calculado
Venta anual CERs 554,325 usd/año Calculado
Costo anual O&M -748,962 usd/año Calculado
Costo evitado en generación tradicional 14,851,075 usd/año Calculado
Ingreso financiero anual referencial (en plena operación) 1,436,115 usd/año Calculado
Ingreso económico anual referencial (en plena operación) 16,287,190 usd/año Calculado
Tabla 24 Valores económicos calculados de manera estática
Fuente: (CELEC-Villonaco SENPLADES,2013)
El costo del proyecto asciende a los cuarenta y cinco millones
seiscientos ochenta y siete mil ochocientos noventa dólares, de los cuales
78.05% del valor total será financiado por fuente externa. El proyecto tendrá
ingresos por venta de energía por un monto de 543.8741 Usd/año y se
complementara con un adicional de 554.325 USD/año por la venta de
Certificados de reducción de Emisiones (CERS)
3.6 FLUJOS FINANCIEROS Y/O ECONÓMICOS DE VILLONACO
Las tablas siguientes son los flujos financieros de Villonaco realizadas en
excel para la cual se tomaran como base los supuestos estáticos tabla 14 para
lograr tener un valor actual neto y un TIR. Teniendo dos escenarios El primero
pesimista sin venta de energía solo ingresos por CERs 21 y el segundo
escenario los dos ingresos energía más CERs.
21
Certificado de reducciones de Emisiones valorizado a 12,49usd/Cers
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EGRESOS INGRESOS
Año Inver-sión
Desem-bolso
capital
O&M ANUALI- DADES
VENTA CERs
Costo evitado en generación diesel
SUBTOTAL VALOR ACTUAL
0 0,49 -
22208883
$
(22.208.883,00)
$
(22.208.883,00)
1 0,51 -
23479007
$
(23.479.007,00)
$
(23.479.007,00)
2 $
(748.962,00)
$
(3.807.989,64)
$
14.849.828,08
$
10.292.876,44
$ 8.205.418,08
3 $
(748.962,00)
$
(3.807.989,64)
$
554.325,00
$
14.849.828,08
$
10.847.201,44
$ 7.720.823,73
4 $ (748.962,00)
$ (3.807.989,64)
$ 554.325,00
$ 14.849.828,08
$ 10.847.201,44
$ 6.893.592,62
5 $
(748.962,00)
$
(3.807.989,64)
$
554.325,00
$
14.849.828,08
$
10.847.201,44
$ 6.154.993,41
6 $
(748.962,00)
$
(3.807.989,64)
$
554.325,00
$
14.849.828,08
$
10.847.201,44
$ 5.495.529,83
7 $
(748.962,00)
$
(3.807.989,64)
$
554.325,00
$
14.849.828,08
$
10.847.201,44
$ 4.906.723,06
8 $
(748.962,00)
$
(3.807.989,64)
$
554.325,00
$
14.849.828,08
$
10.847.201,44
$ 4.381.002,73
9 $
(748.962,00)
$
(3.807.989,64)
$
554.325,00
$
14.849.828,08
$
10.847.201,44
$ 3.911.609,58
10 $
(748.962,00)
$
(3.807.989,64)
$
554.325,00
$
14.849.828,08
$
10.847.201,44
$ 3.492.508,56
11 $
(748.962,00)
$
(3.807.989,64)
$
554.325,00
$
14.849.828,08
$
10.847.201,44
$ 3.118.311,21
12 $
(748.962,00)
$
(3.807.989,64)
$
554.325,00
$
14.849.828,08
$
10.847.201,44
$ 2.784.206,44
13 $
(748.962,00)
$
(3.807.989,64)
$
554.325,00
$
14.849.828,08
$
10.847.201,44
$ 2.485.898,61
14 $
(748.962,00)
$
(3.807.989,64)
$
554.325,00
$
14.849.828,08
$
10.847.201,44
$ 2.219.552,33
15 $
(748.962,00)
$
(3.807.989,64)
$
554.325,00
$
14.849.828,08
$
10.847.201,44
$ 1.981.743,15
16 $
(748.962,00)
$
(3.807.989,64)
$
554.325,00
$
14.849.828,08
$
10.847.201,44
$ 1.769.413,53
17 $
(748.962,00)
$
(3.807.989,64)
$
14.849.828,08
$
10.292.876,44
$ 1.499.099,21
18 $
(748.962,00)
$
(3.807.989,64)
$
14.849.828,08
$
10.292.876,44
$ 1.338.481,43
19 $
(748.962,00)
$
(3.807.989,64)
$
14.849.828,08
$
10.292.876,44
$ 1.195.072,71
20 $
(748.962,00)
$
(3.807.989,64)
$
14.849.828,08
$
10.292.876,44
$ 1.067.029,20
21 $ (748.962,00)
$ (3.807.989,64)
$ 14.849.828,08
$ 10.292.876,44
$ 952.704,65
22 $
(748.962,00)
$
(3.807.989,64)
$
14.849.828,08
$
10.292.876,44
$ 850.629,15
VAN $
26.736.453,19
TIR 20,92%
Tabla 25 Flujos económicos en escenario estático sin considerar la venta de energía.
Fuente:(Elaboración Propia)
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MARCO REMUNERATIVO PARA GENERACION EOLICA EN ECUADOR
Autor: Adrián Criollo
106
AÑO Inversión
Desembolso capital
O&M ANUALIDADES Ingreso Venta Energía
VENTA CERs Costo evitado en generación diesel
SUBTOTAL VALOR ACTUAL
0 0,49 -22208883
$ (22.208.883,00)
$ (22.208.883,00)
1 0,51 -23479007
$ (23.479.007,00)
$ (23.479.007,00)
2 $ (748.962,00)
$ (3.807.989,64)
$ 5.438.741,00
$ 14.849.828,08 $ 15.731.617,44 $ 12.541.149,11
3 $ (748.962,00)
$ (3.807.989,64)
$ 5.438.741,00
$ 554.325,00 $ 14.849.828,08 $ 16.285.942,44 $ 11.592.012,15
4 $ (748.962,00)
$ (3.807.989,64)
$ 5.438.741,00
$ 554.325,00 $ 14.849.828,08 $ 16.285.942,44 $ 10.350.010,84
5 $ (748.962,00)
$ (3.807.989,64)
$ 5.438.741,00
$ 554.325,00 $ 14.849.828,08 $ 16.285.942,44 $ 9.241.081,11
6 $ (748.962,00)
$ (3.807.989,64)
$ 5.438.741,00
$ 554.325,00 $ 14.849.828,08 $ 16.285.942,44 $ 8.250.965,28
7 $ (748.962,00)
$ (3.807.989,64)
$ 5.438.741,00
$ 554.325,00 $ 14.849.828,08 $ 16.285.942,44 $ 7.366.933,28
8 $ (748.962,00)
$ (3.807.989,64)
$ 5.438.741,00
$ 554.325,00 $ 14.849.828,08 $ 16.285.942,44 $ 6.577.619,00
9 $ (748.962,00)
$ (3.807.989,64)
$ 5.438.741,00
$ 554.325,00 $ 14.849.828,08 $ 16.285.942,44 $ 5.872.874,11
10 $ (748.962,00)
$ (3.807.989,64)
$ 5.438.741,00
$ 554.325,00 $ 14.849.828,08 $ 16.285.942,44 $ 5.243.637,60
11 $ (748.962,00)
$ (3.807.989,64)
$ 5.438.741,00
$ 554.325,00 $ 14.849.828,08 $ 16.285.942,44 $ 4.681.819,28
12 $ (748.962,00)
$ (3.807.989,64)
$ 5.438.741,00
$ 554.325,00 $ 14.849.828,08 $ 16.285.942,44 $ 4.180.195,79
13 $ (748.962,00)
$ (3.807.989,64)
$ 5.438.741,00
$ 554.325,00 $ 14.849.828,08 $ 16.285.942,44 $ 3.732.317,67
14 $ (748.962,00)
$ (3.807.989,64)
$ 5.438.741,00
$ 554.325,00 $ 14.849.828,08 $ 16.285.942,44 $ 3.332.426,49
15 $ (748.962,00)
$ (3.807.989,64)
$ 5.438.741,00
$ 554.325,00 $ 14.849.828,08 $ 16.285.942,44 $ 2.975.380,79
16 $ (748.962,00)
$ (3.807.989,64)
$ 5.438.741,00
$ 554.325,00 $ 14.849.828,08 $ 16.285.942,44 $ 2.656.590,00
17 $ (748.962,00)
$ (3.807.989,64)
$ 5.438.741,00
$ 14.849.828,08 $ 15.731.617,44 $ 2.291.221,05
18 $ (748.962,00)
$ (3.807.989,64)
$ 5.438.741,00
$ 14.849.828,08 $ 15.731.617,44 $ 2.045.733,08
19 $ (748.962,00)
$ (3.807.989,64)
$ 5.438.741,00
$ 14.849.828,08 $ 15.731.617,44 $ 1.826.547,40
20 $ (748.962,00)
$ (3.807.989,64)
$ 5.438.741,00
$ 14.849.828,08 $ 15.731.617,44 $ 1.630.845,89
21 $ (748.962,00)
$ (3.807.989,64)
$ 5.438.741,00
$ 14.849.828,08 $ 15.731.617,44 $ 1.456.112,40
22 $ (748.962,00)
$ (3.807.989,64)
$ 5.438.741,00
$ 14.849.828,08 $ 15.731.617,44 $ 1.300.100,36
VAN $ 63.457.682,69
TIR 30,65%
Tabla 26 Flujos económicos en escenario estático considerando la venta de energía.
Fuente:(Elaboración Propia)
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107
3.7 ANÁLISIS DE SOSTENIBILIDAD
Análisis del impacto ambiental y de riesgos
El proyecto eólico Villonaco se encuentra dentro de la categoría 3:
Proyectos que pueden afectar moderadamente el medio ambiente, pero cuyos
impactos ambientales negativos son fácilmente solucionables.
Mediante Oficio N° 54GGXA del 15 de marzo de 2005,ENERLOJA S.A
solicito al CONELEC la aprobación de los estudios definitivos de impacto
ambiental del proyecto Villonaco de 15MW de potencia instalada, realizados por
el empresa consultora Whistler.
3.8 INTEGRACIÓN A LA RED DEL S.I.N DE VILLONACO:
3.8.1 Estructura Operativa
Considerando la naturaleza del proyecto, el esquema de desarrollo se ha
dividido en dos partes:
a. Parques Eólico
b. Subestación y Línea de Transmisión.
El esquema permite a CELECP EP desarrollar en forma inmediata este
proyecto, dentro de un margen de riesgos técnicos aceptables, por el carácter
de las obras civiles, componentes que incorporan los riesgos técnicos del
proyecto.
Proceso de Contratación:
Tipo de ejecución
Directa(D) o Indirecta(I) Tipo de Arreglo Instituciones Involucradas
INDIRECTA CONTRATACION POR REGIMEN
ESPECIAL O CONTRATACION
INTEGRAL POR PRECIO FIJO
CELEC EP
CONTRATISTA
INDIRECTA DELEGACION DEL MEER MEER-CELEC EP
Tabla 27 Proceso de Contracción Villonaco.
Fuente:(CELECGENSUR,2013)
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108 .
Figura 48 Nuevo mapa del Sistema Nacional Interconectado con GENSUR Villonaco Loja para el 2013
Fuente:(CENACE, 2012)
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109
Figura 49 Diagrama Unifilar de Villonaco ya en el S.N.I a Marzo del 2013.
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110
Fuente:(CENACE, 2012)
3.9 UTILIZACIÓN DEL METODOLOGÍA22
DEL CONELEC PARA EVALUAR EL
PROYECTO CASO BASE VILLONACO-LOJA-GENSUR.
Lo primero que se debe hacer para aplicar la metodología establecida
por el CONELEC es calcular la TIR, se recuerda que se esta trabajando bajo la
recopilación de datos tomados desde la CELEC EP GENSUR VILLONACO:
con un precio de remuneración (por potencia instalada) definido P1, para un
plazo de concesión inicial establecido previamente de “x” años. El resultado de
esta TIR evidenciará cual es el retorno del proyecto para el tiempo de “x” años
seleccionado. Para este análisis financiero se deberá considerar los siguientes
aspectos:
a. Estructura del capital,
b. Precios estimados de venta de la energía,
c. Vida útil de los proyectos,
d. Potencias instaladas,
e. Disponibilidades anuales estimadas
f. Costos de inversión y componente de los costos fijos de administración,
operación y mantenimiento.
g. No existe valor residual del proyecto.
Una vez que se ha encontrado la TIR del proyecto, se varia el tiempo de
concesión del proyecto, tomando en cuenta que no se debe cambiar P1 ,hasta
que TIR iguale el valor de la Tasa de descuento TD .Se recuerda que el cálculo
de la tasa de descuento, nos viene dado en la Regulación 003/11 del
CONELEC y se procede como sigue:
22 Regulación “Determinación metodología para el cálculo del plazo y de los precios referenciales de los proyectos de generación y Autogeneración” N°003/11”delegados a la iniciativa privada.
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111
( )
( )
El modelo de fijación de precios de activos de capital_CAPM reflejara la
tasa de rendimiento para el capital del inversionista, y se calculara de la
siguiente manera:
( )
Los flujos financieros del costo de inversión, costo administración,
operación y mantenimiento son evaluados para el plazo determinado por el
CONELEC en función del tipo de tecnología y rango de potencia, y traídos a
valor presente aplicando la tasa de descuento calculada. Este valor se divide
para la potencia efectiva del proyecto obteniendo un precio usd/kW-mes.
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112
Tabla 28 Datos de entrada a la simulación.
Fuente:(Elaboración Propia)
Ahora se obtiene un TIR con menos años y con los mismos datos para
el flujo de caja, pero con la salvedad de no cambiar el precio por la tecnología.
Notese que el precio para este ejemplo en particular la impone el rendimiento
de generación térmica diesel de 11.517 kwh/gal a un costo de 2.871 usd/gal
dando como resultado 14.851.075 de costo evitado en diesel.
Por asuntos de espacio en la redacción de la presente tesis, se adjunta
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113
la misma como anexo II las tablas hechas en Excel de todos los TIR cambiando
primero el plazo de concesión para luego cambiar el precio p1, como resultado
presentamos ya los TIR con su respectivo tiempo y precio:
Tabla 29 Valores TIR arrojados por la simulación en Matlab variando plazo[años], Precio[usd/gal]del diesel.
Fuente:(Elaboración Propia)
Una vez obtenido las variaciones de las TIR% lo que hacemos ahora es
calcular el WACC23 , para ello colocamos las formulas vistas directamente en
excel como sigue :
23 WACC o Tasa de Descuento.
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114
DEUDA=ANUALIDAD+O&M*20 AÑOS $ 94.525.160,83
RE=COSTO CAPITAL ACCIONARIO % 16,96%
D=CAPITAL FINANCIERO $ 35.670.618,00
V=TOTAL DE LA INVERSION $ 45.687.890,00
RD=TASA DE INTERES PRESTAMO 5%
T=IMPUESTO 0%
E=CAPITAL INVERSIONISTAS(MUNICIPIO+MEER) $ 10.017.272,00
%LR=TASA LIBRE DE RIESGO 0,025
B=RIESGO SISTEMATICO NO DIVERSIFICABLE 0,85
%I=RENTABILIDAD ESPERADA DE LA INDUSTRIA 0,12
PRM=PRIMA DE RIESGO ASOCIADO AL MERCADO INTERNO
0,06
TASA DESCUENTO 7,6212%
Tabla 30 Calculo de la Tasa de Descuento o WACC.
Fuente:(Elaboración Propia)
Cabe recalcar que la SENPLADES24 asigna para realizar cualquier
análisis una Tasa de descuento del 12%.Para sacar los Valores actuales en los
flujos de caja que se trabajó con tasa de descuento igual a la de 12% y para
trabajar según la metodología propuesta por el CONELEC, que decía iguale
hasta coincidir con la TD esta última se tomó por el valor calculado de 7,6212%.
Del proceso iterativo de ir sacando las TIR, para luego ir variando el
plazo de concesión para así variar primero el precio P1,resultaron las siguientes
graficas tanto en Excel como en Matlab .Adicional se utilizaron 12 precios por
ello se tiene 12 graficas.
24 Secretaria Nacional Desarrollo y Planificación del Ecuador
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115
Figura 50 Simulación de 12 graficas TIR de Villonaco aplicando la regulación 003/11 variando el Plazo y luego el Precio[usd/gal]del diesel en EXCEL
Fuente:( Elaboración Propia)
Figura 51 Simulación de 12 graficas TIR de Villonaco aplicando la regulación 003/11 variando el Plazo y luego el Precio[usd/gal]del diesel con intersección de la gráfica TD Tasa Descuento Calculada.
Fuente: (Elaboración Propia).
-0,8
-0,6
-0,4
-0,2
0
0,2
0,4
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21
TIR
[%
]
TIEMPO EN AÑOS
CURVA TIR% VS PLAZO
TIR1
TIR2
TIR3
TIR4
TIR5
TIR6
TIR8
TIR9
TIR10
TIR11
TIR12
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116
El paso que a continuación viene es de trazar la línea de TD25 sobre las
gráficas del TIR%; encontrar las intersecciones de las dos graficas (x, y) que
servirán como puntos para la curva precio, plazo. Para ello dejamos Excel y
trabajamos solo en el entorno Matlab. Lo que primero que se hace es traer los
datos calculados desde Excel a Matlab; se guarda en variables. Cabe
mencionar que junto a las gráficas de los 12 TIR también ya está el TD desde
Excel.
El segundo paso es encontrar los puntos (x, y) resultados de la
intersección de las curvas TD y TIR, AÑOS. Para lograrlo se usa la regresión
de tipo polinomio de grado ¨n¨. Una breve introducción de estos os ayudara de
mucho:
EL COMANDO “POLYFIT”
Se calcula los coeficientes de un polinomio de grado “n” que ajustan,
mediante mínimos cuadrados, a una serie de datos. El formato de este
comando se resume, así:
yy = polyfit (x, y, orden)
x : abscisa de los puntos a interpolar, expresada como vector fila.
y : ordenada de los puntos a interpolar, expresada como vector fila.
Orden: indica el orden del polinomio que se utilizará en el ajuste.
Además, se usa el comando polyval para calcular el valor de un polinomio para
un dado valor de x, según la forma:
y = polyval ( p , x )
Dónde: ¨p¨ es el polinomio, ingresado como vector fila y ¨x¨ es el valor de la
incógnita cuya imagen se desea calcular.
25 Tasa de descuento.
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117
Ejemplo:
>> t = [1 2 3 4 5];
>> m = [3 5 7 5 6];
>> p = polyfit (t, m, 2);
>> f = polyval (p, x);
>> plot (t, m, 'o', x, f)
Figura 52 Ejemplo de una Regresión tipo polinómica de grado 2 con MATLAB.
Fuente:( Propia)
Lo que se hizo en la figura anterior es ajustar una curva de vectores [x, y]
a una función como se aprecia en la gráfica, se afina muy bien la línea roja
hacia los datos orígenes en azul.
Se realiza el mismo trabajo, pero para cada una de las 12 gráficas TIR.
En la que se obtendrá una curva.
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Figura 53 Ajuste por regresión polinomial de grado 6 a los puntos de una gráfica TIR de Villonaco
Fuente:(Elaboración Propia).
Figura 54 Visualización tanto de la gráfica por regresión Vs la Grafica Original TIR en Villonaco
Fuente :(Elaboración Propia)
Este proceso se repite para cada una de las gráficas TIR, de esta
manera, se obtiene 12 interpolaciones .El objetivo es obtener esta gráfica para
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119
luego hacerle interceptar con la línea horizontal Td; de esta manera sacaremos
los puntos por cada grafica de intersección.
La manera fácil seria, una vez graficado irle viendo el punto que se haya
intersectado y anotar, pero que sucede si queremos evaluar con 1000 precios
diferentes; a mano sería demasiado demoroso tanto tedioso. Por ello
usaremos ya comandos preestablecidos en Matlab y empezaremos a
programar bucles como For para poder hacer iteraciones desde 1 a 1000
precios. La programación se dejara en ANEXOS IV para no interrumpir la idea.
Obtendremos los resultados directamente de la consola de Matlab pero antes
graficaremos con los puntos (coordenadas) que nos ha hallado el programa
llamándole a esta gráfica, curva precios plazo Villonaco:
>>minima_variacion =
0.5912%
>>El precio de mínima variación es
2.8700usd/gal
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120
Figura 55 Curva que deberíamos obtener siguiendo la metodología del Modelo del CONELEC para Precios –Plazo Fuente:( CONELEC, 2010).
Figura 56 Curva Obtenida una vez que el precio-plazo simulada en Matlab acorde a la Regulación 003/11
Fuente:(Elaboración Propia)
En conclusión; aplicando la metodología I de la regulación 003/1126 del
CONELEC, al proyecto eólico Villonaco, se tiene que para un escenario de
normal rentabilidad, el precio del diesel debería estar en 2,87usd/gal para el
análisis del flujo de caja del proyecto. Existe un precio del galón normalmente
de 2,879 usd/gal en el mercado nacional subsidiado para la generación de las
Terminas. En consecuencia el proyecto está acorde a la realidad nacional.
26 Diríjase a la página 8 de la Regulación 003/11 para detalles de la variación de la TIR con el tiempo.
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121
CAPITULO IV
CREACIÓN Y APLICACIÓN DE LA PROPUESTA REMUNERATIVA A LOS
GENERADORES EÓLICOS EN ECUADOR EN FUNCIÓN DE UN ANÁLISIS
DE SENSIBILIDAD ITERATIVO.
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122
IV CREACIÓN Y APLICACIÓN DE LA PROPUESTA REMUNERATIVA A
LOS GENERADORES EÓLICOS EN ECUADOR EN FUNCIÓN DE UN
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD ITERATIVO.
Para promover el uso de la generación Eólica en Ecuador se ha creado
Tres Escenarios de remuneración económica (Tarifa Regulada-Mercado Libre-
Energía +Cers) .Basados en el siguiente flujo de trabajo que ha sido elaborado
luego de analizar las regulaciones ,metodologías ,reglamentos que ligan al
Ecuador hacia la generación no convencional como la Eólica .La propuesta
tendrá la capacidad de avanzar a diagnosticar los precios y plazos de
concesión recomendables dentro del entorno Ecuatoriano , además contara
con un Simulador Económico que ante cualquier inversión que se esté llevando
a cabo, según el porcentaje de financiamiento propio versus externo , el factor
de planta involucrado con el capítulo II , donde obtiene la cantidad de energía,
Tasa de Descuento como base mínima rentabilidad SENPLADES del Capítulo
III usando la metodología de la regulación 003/11,el tiempo de pago de la
deuda en años, el tiempo de amortización, y la inflación del Ecuador vinculada
al banco central definido al cierre de diciembre de 2012.En consecuencia; la
propuesta servirá de guía para la que instituciones como el CONELEC
,CENACE, MEER tengan la posibilidad de estudiar más allá de la parte técnica,
sino también permitan analizar las condiciones que permitirían que la energía
eólica sea atractiva para su promoción e implantación en el Ecuador.
El simulador económico al que se refiere en párrafos anteriores contara
con la posibilidad de realizar análisis Técnicos-Financieros de 30 curvas de
Potencia de diferentes Marcas Mundiales de Comercio eólico ; siendo el viento
y los indicadores TIR,VAN los insumos de análisis respectivamente.
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Figura 57 Flujo grama de Trabajo para analizar la creación de la Propuesta Remunerativa a la Generación Eólica
Fuente (Elaboración Propia).
PROPUESTA REMUNERATIVA HACIA GENERACION EOLICA
DATOS DE VIENTO
ANALISIS ESTADISTICO:MEDIA DESVIACION
MODELO SERIES DE VIENTO
DETERMINACION POT[MW]WEIBULL.
CALCULO FACTOR PLANTA
CALCULAR ENERGIA GWH-AÑO
ESTUDIOS PRELIMINARES:INVERSION
PARAMETROS DEL PROYECTO
PARAEMTROS DEL PARQUE
DATOS VIENTO-PRODUCCION
CALCULO PUP:FUNCION %CO&M
VARIACION PRECIO PUP
ELECCION TARIFA PROPUESTA
TARIFA REGULADA
MERCADO LIBRR SPOT
ENERGIA + CERS
ANALISIS DE SENIBILIDAD COMO INDICADOR DE LA PROPUESTA.
HALLAR TIR VARIANDO TIEMPO CONCESION
IGUALAR TIR AL TD PARA OBTNER INTERSECCION PRECIO-TIEMPO
GRAFICAR PRECIOS VS TIEMPO.
DELTA PRECIO MINIMO DELTA TIEMPO
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Una vez visto la propuesta, el lector podrá focalizar la idea a donde se
apunta con el presente trabajo. Como se vio en el capítulo 1 y 3, el CONELEC
dispone de una referencia de los precios de generación, y plazos de concesión.
Pero no se ha realizado un mapeo de los precios y plazos a la realidad
ecuatoriana, no por falta de interés, sino más bien por la no existencia de un
proyecto operando en Ecuador Continental. No así con fecha del 30 de Mayo
del 2013 entró comercialmente a operar el Parque eólico Villonaco en la
Ciudad de Loja.
La Propuesta Remunerativa Económica para la generación eólica,
primero se basa de un caso como es Villonaco, al cual se van a realizar la
aplicación de lo que manda la actual Regulación 004/11 y la Regulación
003/11;para una vez obtenidos los resultados que es el trabajo de este capítulo;
modificar los parámetros del proyecto como se observa en la Tasa de interés,
Factor de Planta, Cantidad de Energía, Porcentaje de Financiamiento, Tasa de
Descuento, Valor de las anualidades, Valor de Concesión.
Se comienza este capítulo indicando al lector el funcionamiento de la
programación hecha en Excel y Matlab, que ha servido de herramienta para
primero obtener los precios en USD/KWh de energía, luego costos O&M en
USD/KWh y finalmente crear un indicador para medir la propuesta; dado que en
palabras y cálculos se pudieran hablar mucho, pero no se podría medir, no
obstante un indicador tipo análisis de sensibilidad ayudara a afirmar las
hipótesis propuestas.
A continuación; Pantalla de ingreso al Simulador de Análisis de Técnico-
Financiero para parques eólicos del ecuador.
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GENERACION EÓLICA DEL
ECUADOR
SIMULADOR TECNICO-ECONÓMICO
Parámetros Valor inicial
Parámetros generales
Tasa interés 5,0%
Inflación 4,00%
Parámetros del Proyecto
Tasa de Descuento(Tasa mínima rentabilidad SENPLADES) 12,00%
Inversión
Inversión total (USD) 45.687.890
Propia (%) 22%
USD 10.028.492
Externa (%) 78%
USD 35.659.398
Período devolución de la deuda (años) 20
Período de amortización (depreciación)(años) 20 Tabla 31 Pantalla de Bienvenida para Análisis de Viabilidad Económica
Fuente:( Creación: propia)
Se ingresa la Tasa de Interés ; esta estará definida por los prestamistas
del proyecto; adicional en el caso base ;existen dos tasa de interés una del 5%
anual que está financiado por el EXIMBANK de CHINA quienes además
adelantando ya en el capítulo, es la empresa GOLDWIND International
Holdings Limited 27 .Luego existe una celda para Inflación; esta para el
presente proyecto se ha tomado del Banco Central Ecuador del
4,16%;siguiente celda Tasa de descuento; tomada como referencial y es la
Tasa de descuento mínima exigida por la SENPLADES del 12%; Porcentaje
Inversión propia, según información proporcionada es del 22% ; Porcentaje 27 Garth Heron Director,Business Development
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Inversión Extranjera, según información proporcionada es del 78% ;Periodo de
devolución de la deuda fijamos como referencial 16 años; Periodo depreciación
referencial 16 años.
La siguiente ventana hace referencia a parámetros del parque y por
cuestiones de espacio esta será presentada junto con todas las pestañas de
Excel en ANEXOS IV; aquí hace referencia a la marca de aerogenerador, hay
que mencionar al lector que se ha conseguido en archivos .xlsx 21 Marcas de
Aerogeneradores en lo que respecta a curvas de Potencia versus viento y
Tablas de generación.
Cuando se analiza el anteproyecto para este trabajo de Tesis, no se
quiso dejar solo en cálculos y se decidió trabajar de manera estándar en los
modelos matemáticos y estadísticos del viento, así que la siguiente pestaña
lleva el nombre de Datos del viento. En él se trabaja sobre la media aritmética
de los datos del viento, la desviación estándar, los coeficientes de forma y de
amplitud de la distribución probabilística de Weibull para llagar a determinar la
Densidad de potencia por m2 .
La cuarta pestaña hace referencia a la producción del parque; esta
pestaña es importante, dado que la central eólica se apoya básicamente en
esta curva de producción he aquí un error en el cálculo de esta curva incidirá
directamente en la cantidad de dólares por hora que la central dejaría de
percibir; un sobre dimensionamiento de la central hará que los aerogeneradores
se tengan que parar ,ya sea por motivos de mucho viento dado que los
aerogeneradores entraría en velocidad de corte obligándoles a detenerse y dos
,un excesivo esfuerzo electromecánico reduce la vida útil, llevando a tener
indisponible 1200000 por aerogenerador por estar parado.
La quinta pestaña es llamada Ingresos; esta pestaña constituye el
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espíritu de la propuesta remunerativa, se tiene la posibilidad de ver la cantidad
de energía a suministrar a la red eléctrica; así como la Tarifa media de
Remuneración TMR; la cual es ingresado desde otro libro de Excel llamado
variación de Sensibilidad que albergara el precio de la energía calculado en el
caso Villonaco; hay que recordar al lector que el programa se realizó con
variables de entradas de datos no está calculado con datos fijos.
DATOS TÉCNICOS INSTALACIÓN
Producción bruta (MWh/año) 59.565 MWh/año Producción a la red (MWh/año) 58.969 MWh/año
Valor electricidad
TMR 9,31 USD/MWh Precio Marginal CENACE 2012 pool 5,1 cUSD/KWh
Precio referencial de venta CERs 12,924 USD/CERs
Figura 58 Hoja de Cálculo Ingresos
Fuente:(Elaboración Propia)
Dentro de la misma pestaña Ingresos tendremos que seleccionar el tipo
de Modo de Tarifación para nuestra proyecto existe: Tarifa Regulada, Energía
+Cers, Mercado Spot. Inmediatamente el programa ya estará calculando los
ingresos para por energía para los Tres escenarios.
INGRESO SEGÚN TIPO DE TARIFA
TIPO DE TARIFA MERCADO LIBRE
AÑO 0 1 2
Ingresos totales + inflación 6.338.929 6.592.486
Figura 59 Ingreso de la Tarifa Propuesta.
Fuente:(Elaboración, Propia)
Dentro de la pestaña ingresos existe las celdas en las cuales todo el tiempo
están calculando los precios de Tarifa Regulada. Mercado Libre, Energía Cers.
Aquí un menú
desplegable mostrara los precios calculados
para Energía Eólica
Un menú desplegable mostrara los 3 tipos de Tarifa Remunera: Tarifa Regulada
Mercado Libre
Energia+Cers
Muestra los ingresos que según tipo de tarifa seleccionada Tendrá la Central agregando la
inflación anual
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Tabla 32 Calculo de la Tarifa Regulada.
Fuente:(elaboración Propia)
INGRESO POR TARIFA REGULADA Retribución=%TMR+/-Reactiva-Desvíos
AÑO 0 1 2 3 4
TMR + inflación
152,57 158,67 165,02 171,62
% TMR(TARIFA MEDIA DE REFERECIA) 97% 97% 97% 97%
Total Ingresos + inflación 8.726.921 9.075.998 9.439.038 9.816.599
Por ultimo dentro de la misma pestaña Ingresos estarán actualizándose
los cálculos de precios para cuatro análisis 1: directamente tomando el valor del
CONELEC Regulación 004/11 de 91,3/MWh..Segundo Caso: Villonaco
calculado al 2% de la inversión dentro de los Costos Operación y
Mantenimiento (Manteniendo Fijo Costo KW-instalado $2535 ) Tercer
Caso:Villonaco calculado al 3% de la inversión dentro de Costos de Operación
y Mantenimiento(Manteniendo Fijo Costo KW-instalado $2535 ) Cuarto Caso:
Huascachaca calculado al 2% CostoO&M (Manteniendo Fijo Costo KW-
instalado $2535 ).
Tabla 33 Calculo de P.U.P para cuatro casos en Ecuador.
Fuente: (Elaboración Propia)
FUENTE PRECIO INSTITUCION LEGISLAMENTO
CONELEC USD/MWH 91,3 Regulación 004/11
CALCULADO 1 USD/MWH 79,36557424 VILLONACO AL 2% O&M ANALISIS1
CALCULADO 2 USD/MWH 89,52380394 VILLONACO AL 3% O&M ANALISIS2
CALCULADO 3 USD/MWH 108,2130772 HUASCACHACA ANALISIS3
CALCULADO 4 USD/MWH 146,7 SAN CRISTOBAL
ANALISIS4 ANALISIS4
Calculo
=TMR*INFLACION+TMR Calculo=IngresonAnterior*INF
LACION+ IngresonAnterior
Porcentaje Basado a la Sensibilidad del Retorno de la
Inversion.
Fuente: De donde sale el resultado si esta normado (CONLEC) o calculado
Valor Calculado según datos Introducidos en el
programa Sensibilidad
Institución que brinda los datos.
Legisla miento que
ampara al Cálculo.
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La siguiente pestaña es ”COSTES” se encuentra dividido en dos secciones; la
primera sección es la que mandará en los resultados; aquí el usuario deberá
ingresar El costo USD/MWh de O&M; este valor se podrá cambiar acorde a las
necesidades del proyecto; Un valor por seguro por Torre28;un valor por alquiler
de Terrenos ;y un valor de gastos administrativos que debe ser introducido en
porcentaje del valor anual de facturación de la energía.29
Tabla 34 Ingreso de costes para el parque Eólico.
Fuente: (Elaboración Propia)
COSTOS HIPOTESIS
Operación y mantenimiento PRONOSTICADO USD/MWh <año 10
6
USD/MWh >10 7
Seguros 900 USD/Torre 900
Alquiler de terrenos 0 USD/MW Instalados Año
2250
Gastos administrativos 0,5% Facturación anual 0,5%
Se comienza con la segunda sección dentro de Costes; una columna
aparecerá con los campos que contienen los gastos proporcionados por
CELEC EP GENSUR en cuanto a Villonaco se refiere; las columnas a la
derecha en cambio harán los cálculos que ingresos en la sección 1 darán
valores a las celdas inferiores.
Tabla 35 Ingresos de los Costes de Ejecución de la Obra.
Fuente:(Elaboración Propia con Datos Villonaco,2013)
Costes de Ejecución 1 2 3 Obras Civiles preliminares-Vías de Acceso-Conformación Plataformas
$ 54.545,45
$ 900.000,00
28 Para Villonaco; este tiene un seguro por tres años gratis dentro del contrato. 29 Estos rubros están acordes a los mercados eólicos de Chile, Paraguay, Argentina y España.
Columna de Hipótesis
para Costos de O&M
Columna de Valores a Excepción de Pronosticado que debe escribirse para traer el valor calculado desde
otra hoja Excel
Valores Traídos des otras hojas de Excel y valores colocados directamente por el usuario.
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Costes obras civiles -Construcción cimentaciones
$ 472.727,27
$ 7.800.000,00
Costes Construcción de S/E Colectora, y Linea Transmisión
$ 333.333,33
$ 5.500.000,00
Costes por servicio de Transporte y Montaje de Equipos
$ 266.666,67
$ 4.400.000,00
Precio de la turbina $ 961.818,18
$ 15.870.000,00
Puesta en servicio y Pruebas de Verificación
$ 103.939,39
$ 1.715.000,00
Obras civiles complementarias
$ 322.121,21
$ 5.315.000,00
Adquisición de Terrenos $ 12.121,21
$ 200.000,00
Fiscalización del Proyecto $ 56.363,64
$ 930.000,00
Gestión Ambiental $ 9.090,91
$ 150.000,00
Dirección del Proyecto $ 53.696,97
$ 886.000,00
Plan de Desarrollo integral de las comunidades de la zona de intervención
$ 54.417,58
$ 897.890,00
Subtotal ejecución $ 43.666.000,00
Costes de Operación Alquiler terreno
- -
-
Costes de Operación y mantenimiento
350.242
350.242
350.242
Seguro por torre -
-
-
Costos desmantelamiento
Total costos fijos 350.242
350.242
350.242
Total costos fijos+inflación $ 45.687.890,00
$ 364.251,48
378.821,54
393.974,41
COSTOS ADMINISTRATIVOS Gastos administración $
43.193,85 $ 44.921,61
$ 46.718,47
TOTAL COSTOS $ 45.687.890,00
$ 407.445,34
$ 423.743,15
$ 440.692,88
Campos Acordes
a los gastos
presentados por
la empresa
CELECEP-GENSUR
Valor unitario
por potencia
instalada
USD/KW
Subtotal en
USD/KW
Costos al año 1,2 3
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La siguiente pestaña “CASH FLOW”, es la que económicamente obtiene
los resultados finales de un flujo de caja acorde a las tributaciones e impuestos
que la ley del Régimen Tributario del Ecuador ordena. La explicación viene
detallada en la misma celda (GUIA) de la pestaña debido a que cada valor
resulta de la suma o resta de celdas conjuntas. Cabe resaltar que en el campo
impuestos a la renta existe un submenú que contiene en porcentaje valores
desde 0% al 25%; esto con el afán de sensibilizar el valor del impuesto a los
resultados finales.
Tabla 36 Hoja de CASH FLOW o Flujo de Caja , la más importante para calcular el VAN Y TIR.
Fuente(Elaboracion Propia)
GUIA AÑO 0 1 2 3
1 Ingresos 8.638.770 8.984.321 9.343.694
2 Costes 953.823 991.975 1.031.654
3=1-2 BENEFICIO BRUTO 7.684.948 7.992.346 8.312.040
4 Amortización -2.855.493 -2.855.493 -2.855.493
5 Subvenciones 0 0 0
6=3-4+5 Beneficio Antes Interés e Impuestos 4.829.455 5.136.853 5.456.546
7 Intereses 1.782.970 1.671.534 1.560.099
8=6-7 BAT 3.046.485 3.465.318 3.896.448
9 Impuestos 25% 761.621 866.330 974.112
10=8-9 BENEFICIO NETO 2.284.864 2.598.989 2.922.336
11 Amortización(Depreciación) 2.855.493 2.855.493 2.855.493
12 Valor residual
13 Desembolso(Por deuda externa) 10.028.492 2.228.712 2.228.712 2.228.712
14=10+11+12-13 CASH-FLOW -10.028.492 2.911.644 3.225.769 3.549.117
En la misma pestaña, se ha elaborado una sección de análisis
económico desarrollando el VAN30, TIR31 .Para el VAN se descontó los flujos a
una Tasa Td igual al dato que el usuario haya ingresado en la pestaña
parámetros del Proyecto en conjunto con los valores del CASH FLOW y para el
TIR se analiza directamente solo con los valores de la pestaña CASH FLOW.
30 Valor actual neto de una inversión futura traída al presente a una tasa de descuento TD 31 Tasa interna de retorno, es el porcentaje al cual el valor VAN se hace cero.
Guía para ver
forma cálculos
Campos de un Flujo de Caja
estandar en Ecuador
Desembolso propio inicial Flujo de Caja Total al año .1,
2, 3
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Tabla 37 Resultados del Análisis Económico-Financiero, utilizando datos de Villonaco con un solo tipo de Tarifa
Fuente:(Elaboración Propia)
ANALISIS ECONOMICO
TIR VAN (USD)
38,20% $ 24.944.606,87
Dentro de la misma pestaña CASH FLOW.se encuentra el cálculo del
Periodo Retorno de la inversión: este se basa en el retorno del monto inversión
que se introdujo en la pestaña Parámetros de Proyecto y nos devuelve el
número de años en el cual nuestra deuda estará cubierta completamente.
Tabla 38 Calculo del P.R.I en la misma hoja de CASH FLOW.
Fuente :(Elaboración Propia)
PRI=PERIODO RETORNO
INVERSION 9
9.687.446
338.826
11.646.745
0,029092
SE RECUPERA LA INVERSION EN
[AÑOS] 9,02909
A continuación la pestaña CURVA DE POTENCIA; tiene la misión de
obtener las Curvas de Potencia, entendiendo como aquella grafica que nos
indica la cantidad de potencia [W] a generar en función del viento de entrada.
Cada curva ha sido diseñada por las Marcas Mundiales de Energía Eólica y
llevada a un formato de Excel por el Laboratorio Idaho National Laboratory.
La inversión se interpreta que
se recupera a una tasa del
38,20% del monto inicial
La sumatoria de los flujos futuros
(Ingresos) son traídos al presente y
resultan un valor de positivo en dólares
de 24 millones
La inversión se interpreta que
se recuperara en 9años con 7
días.
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Figura 60: Curva de Potencia de Generación Eólica de Siemen para la hoja de producción en Excel
Fuente:( Idaho National Laboratory,2009)
Wind Speed m/s
SWT-2.3 82VS Power Output kw
SWT-2.3 93 Power Output kw
SWT-3.6 107 Power Output kw
0 0 0 0
1 0 0 0
2 0 0 0
3 0 0 0
4 42 98 80
5 136 210 238
6 276 376 474
7 470 608 802
8 727 914 1.234,00
9 1.043,00 1.312,00 1.773,00
10 1.394,00 1.784,00 2.379,00
11 1.738,00 2.164,00 2.948,00
12 2.015,00 2.284,00 3.334,00
13 2.183,00 2.299,00 3.515,00
14 2.260,00 2.300,00 3.577,00
15 2.288,00 2.300,00 3.594,00
16 2.297,00 2.300,00 3.599,00
17 2.299,00 2.300,00 3.600,00
18 2.300,00 2.300,00 3.600,00
19 2.300,00 2.300,00 3.600,00
20 2.300,00 2.300,00 3.600,00
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24
Siemens Power Curves
SWT-2.3 82VS PowerOutputkw
SWT-2.3 93 PowerOutputkw
SWT-3.6 107 PowerOutputkw
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21 2.300,00 2.300,00 3.600,00
22 2.300,00 2.300,00 3.600,00
23 2.300,00 2.300,00 3.600,00
24 2.300,00 2.300,00 3.600,00
25 2.300,00 2.300,00 3.600,00
Tabla 39: Tabla de Viento y Generación W de Generadores Siemen.
Fuente:( Idaho National Laboratory,2009)
4.1 RESULTADOS EN FUNCIÓN DE INDICADORES PARA LA PROPUESTA
PLANTEADA
Los indicadores de eficiencia y efectividad tiene el trabajo de dar al
investigador una garantía a su hipótesis. En este trabajo de tesis se ha
realizado los indicadores como “Análisis de sensibilidad a la propuesta variando
diferentes parámetros y obtenido un van y un Tir por cada iteración”.
Las gráficas que a continuación veremos, han sido creadas bajo el
principio de medir cuantitativa y cualitativamente, que parámetros pesan más
que otros en un Análisis Remunerativo a la Generación Eólica en Ecuador
Continental.
Para todos los casos que a continuación se presenta, se han tomado un
solo Escenario de Remuneración: Tipo: Energía + Cers; no obstante los demás
casos serán presentados en los Anexos correspondientes a “Sensibilidad de
Escenarios Remunerativos”
4.1.1 Sensibilidad a la Variación del porcentaje de Financiamiento propio/externo
versus el TIR, VAN del proyecto Villonaco teniendo como remuneración Venta
Energía más Cers.
INGRESOS=VENTA ENERGIA + CERs
Propio/Externo TIR VAN
5/95 65,24% $ 26.509.119,76
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10/90 45,45% $ 25.709.060,52
20/80 32,24% $ 24.108.942,04
21,95/78,05 30,83% $ 23.796.918,94
30/70 26,56% $ 22.508.823,56
50/50 20,91% $ 19.308.586,60
80/20 16,84% $ 14.508.231,16
100/0 15,22% $ 11.307.994,20
Tabla 40 Ingreso = Venta Energía +CERS.
Fuente: (Elaboración Propia)
Figura 61 Variación Financiamiento VS TIR Y VAN .
Fuente:( elaboración Propia)
Interpretación: La grafica en color Rojo indica la variabilidad del VAN al
cambiar el % de financiamiento, como la de color azul la del TIR. La gráfica nos
muestra que a medida que el porcentaje propio32 aumente, los VAN tienden a
disminuir Traducido de otra manera No nos conviene a nosotros invertir mucho
dinero porque el retorno del dinero y el valor actual de estos son menores
comparado a pedir todo el dinero entidades internacionales.
4.1.2 Sensibilidad al Interés anual de préstamo.
Interés anual TIR VAN
3,0% 34,66% $ 26.847.904,58
5,0% 30,83% $
32 Es decir, EL MEER Y Municipio de Loja acrediten más valor a la partida presupuestaria de
inversiones.
$ -
$ 5.000.000,00
$ 10.000.000,00
$ 15.000.000,00
$ 20.000.000,00
$ 25.000.000,00
$ 30.000.000,00
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
5/95 10/90 20/80 21,95/78,05 30/70 50/50 80/20 100/0
VA
N (
USD
)
TIR
Propio/externo
VARIACIÓN FINANCIAMIENTO PROPIO V/S TIR Y VAN
TIR VAN
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Autor: Adrián Criollo
136
23.796.918,94
7,0% 27,36% $ 20.745.933,30
10,0% 22,84% $
16.169.454,83
12% 20,24% $ 13.118.469,19
Tabla 41 Sensibilidad al Interés con Tarifa Energía+Cers
Fuente:( elaboración Propia)
Figura 62 Variación del Interés Anual
Fuente:( elaboración Propia)
Interpretación: Conseguir un préstamo a una cantidad alta no hará más
que nuestra inversión traída al presente baje y % de retorno también
disminuya.
4.1.3 Sensibilidad al pago de la deuda [años]
Pago deuda
(años)
TIR VAN
4 18,99% $ 16.635.914,92
6 20,90% $
18.276.442,56
10 25,16% $ 20.937.766,66
12 27,25% $
22.018.668,86
16 30,83% $
23.796.918,94
$ -
$ 5.000.000,00
$ 10.000.000,00
$ 15.000.000,00
$ 20.000.000,00
$ 25.000.000,00
$ 30.000.000,00
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
40%
3,0% 5,0% 7,0% 10,0% 12%
VA
N (
USD
)
TIR
Interés anual
VARIACIÓN DEL INTERÉS ANUAL V/S TIR Y VAN
TIR VAN
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137
20 33,48% $ 25.178.407,26
Tabla 42 Sensibilidad al pago de la deuda en años
Fuente:( elaboración Propia)
Figura 63 : Variación del Plazo de la Deuda
Fuente:( elaboración Propia)
Interpretación: Sin duda alguna nos conviene tener una mayor cantidad
de años para que podamos pagar nuestra deuda con los prestamistas.
Claramente se tiene bien acertado que a mayor cantidad de años mejor
remuneración económica existirá. Pero se trata de buscar un valor optimo;
Tomando un caso base Villonaco que trabaja a un FP del 43% solo necesita 16
años para retornar la deuda.
4.1.4 Sensibilidad a la Tasa de descuento TD
Tasa de descuento
VAN
4% $ 66.967.115,54
6% $ 51.299.003,52
8% $ 39.558.067,74
10% $ 30.646.551,05
12% $ 23.796.918,94
$ -
$ 5.000.000,00
$ 10.000.000,00
$ 15.000.000,00
$ 20.000.000,00
$ 25.000.000,00
$ 30.000.000,00
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
40%
4 6 10 12 16 20
VA
N (
USD
)
TIR
Años
VARIACIÓN PLAZO DE PAGO DEUDA V/S TIR Y VAN VILLONACO
TIR VAN
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138
14% $ 18.466.813,28
Tabla 43 Sensibilidad a la Tasa de descuento
Fuente:( elaboración Propia)
Figura 64 Variación TD vs VAN
Fuente:( elaboración Propia)
Interpretación: La primera característica que el lector puede observar
no aparece el TIR; pues lo que buscamos en el eje de las x es un porcentaje
como el TIR; a mayor tasa de descuento TD nuestra inversión en el presente
resulta ser muy baja.
4.1.5 Sensibilidad a años de Amortización:
Tabla 44 Sensibilidad a años de depreciación
Fuente:( elaboración Propia)
0
20.000.000
40.000.000
60.000.000
80.000.000
4% 6% 8% 10% 12% 14%
VA
N (
USD
)
Tasa Descuento
VARIACIÓN DE LA TASA DE DESCUENTO VS VAN
V…
Años amortización
TIR VAN
8 32,28% $ 24.557.954,70
12 31,36% $ 24.127.202,84
16 30,83% $ 23.796.918,94
20 30,48% $ 23.540.327,72
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139
Figura 65 Variación de la amortización vs TIR y VAN
Fuente:( elaboración Propia)
Interpretación: Si se evalúa el proyecto por años cercanos a los 20
perderemos valor monetario conjuntamente se estará recuperando la inversión
muy lentamente lo factible será depreciar nuestros aerogeneradores para
alrededor de 15 años.
Sensibilidad a la Inflación:
Inflación TIR VAN
1 23,78% $ 11.811.869,32
2,5 27,20% $ 17.025.692,91
4 30,48% $ 23.092.868,92
6 34,69% $ 32.798.248,99
8 38,77% $ 44.800.237,49
Tabla 45 Sensibilidad a la inflación.
Fuente:(Elaboración Propia)
$ 23.000.000,00 $ 23.200.000,00 $ 23.400.000,00 $ 23.600.000,00 $ 23.800.000,00 $ 24.000.000,00 $ 24.200.000,00 $ 24.400.000,00 $ 24.600.000,00 $ 24.800.000,00
30%
30%
31%
31%
32%
32%
33%
8 12 16 20
VA
N (
USD
)
TIR
Años Amortizacion
VARIACIÓN PERIODO DE AMORTIZACIÓN V/S TIR Y VAN ECUADOR
TIR VAN
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140
Figura 66 Variación de la Inflación TIR y Van
(Fuente Propia)
Interpretación: El Tema de la inflación va a depender en la medida en que
intervino este, en nuestros cálculos. Para el caso puntual se introdujo la
inflación en los ingresos como también en los costes.
El barrido de sensibilidad para los Tres Escenarios se encuentra en ANEXOS
1. Tarifa Regulada.
2. Mercado Libre: Spot
3. Energía + Cers (Certificados de Carbono)
4.2 COMPARACIÓN DE LA METODOLOGÍA ACTUAL DE REMUNERACIÓN
DEL CONLEC FRENTE METODOLOGÍA PROPUESTA.
Para comparar la metodología actual de remuneración Eólica CONELEC
regulación 004/11, regulación 003/11; con la propuesta de la Tesis, se ha
llevado hacia una tabla de resultados, los valores obtenidos de las dos partes
.Adicional se podrá ver los déficits Tarifarios que causan la propuesta para lo
cual se ha implementado soluciones a corto mediano y largo Plazo.
$ -
$ 10.000.000,00
$ 20.000.000,00
$ 30.000.000,00
$ 40.000.000,00
$ 50.000.000,00
0%
10%
20%
30%
40%
50%
1 2,5 4 6 8
VA
N (
USD
)
TIR
Inflación
Variación de la inflación v/s TIR y VAN ECUADOR
TIR VAN
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141
METODOLOGIA ACTUAL
CONELEC
(REGULACIONES)
METODOLOGIA
PROPUESTA 1 33
(CALCULADA)
METODOLOGIA
PROPUESTA 2 34
(CALCULADA)
Energía Producida GWh $ 59,55 $ 59,55 $ 59,55
Factor Planta: 41% 41% 41%
VALOR TOTAL[USD] $ 3.807.989,64 $ 3.807.989,64 $ 3.807.989,64
COSTOS NIVELADOS[USD/MWh]
$ 63,95 $ 63,95 $ 63,95
DESCRIPCION
CUOTA ANUAL INVERSION
COSTOS FIJOS $ 918.268,40 $ 1.523.195,86 $ 2.284.793,78
Costos de Producción
Costos de Operación
Costos de Mantenimiento
Gastos de administración
COSTOS FIJOS EN
[USD/MWh]
$ 15,42 $ 25,58 $ 38,37
COSTOS VARIABLES $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00
LCOE[USD/MWh]
TOTAL[USD/MWh] $ 79,37 $ 89,52 $ 108,21
TOTAL cUSD/KWh $ 7,94 $ 8,95 $ 10,82
Tabla 46 Resultados de Metodología Actual frente a Metodología calculada en base al costo de O&M del 2 y 3 por ciento de la Inversión
Fuente:(Elaboración Propia)
Como se puede apreciar; para el caso de Villonaco se tiene un precio de
costos O&M de 15,42 USD/MWh y de energía de 7,94 cUsd/KWh resultando
sobre precio propuesto por el CONELEC del 9,31 cUsd/KWh un exceso de
1,37 cUsd/KWh. Para la propuesta I el precio resultante de evaluar el
proyecto con los mismo datos, tanto en inversión como en anualidades, lo que
difiere es el Costos O&M de 15,42USD/MWh propuesto a 25,58 USD/MWh
calculado, dando un precio final de energía de 8,95 cUsd/KWh; manteniendo
todavía un exceso de 0,18 cUsd/KWh. La segunda propuesta marca un mismo
modelo que el segundo método con la salvedad de que costo O&M es de
38,37 USD/MWh arrojando un resultado de energía de 10,82 cUsd/KWh; si lo
33 Se calculó en base a los índices de Mantenimiento que dice: El Costo O&M es el 2% del monto de la
inversión 34 Se calculó igual que la propuesta 1 pero con la salvedad de que El Costo O&M es el 3% del monto de la
inversión
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142
comparamos nuevamente con el precio de la regulación vigente; ya resulta que
existe un déficit de -1,69 cUsd/KWh de energía.
Ante los diferentes resultados; es claro darse en cuenta que para el
escenario de mayor porcentaje de mantenimiento O&M 3% del monto de
inversión; el precio de la energía eólica tiene déficit .En consecuencia, el precio
afecta al indicadores globales de Mantenimiento tal cual como indica la figura
siguiente.
Figura 67 Organigrama Mundial del mantenimiento
Fuente:( AMMantenience,2011)
4.3 EL COSTO DE MANTENIMIENTO
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143
Figura 68 Curva del Costo de Mantenimiento con Relación al Tiempo
Fuente:( AMMantenience, 2011)
A medida que hagamos una inversión alta en el costo de Mantenimiento
nuestra central tendrá beneficios debido a que por los años de depreciación de
la máquina y de la vida útil esta tendera a que la curva de mantenimiento
reduzca sus costos con el tiempo.
4.4 ALTERNATIVAS DE SOLUCIONES PARA CUBRIR LOS DÉFICITS
OCASIONADOS POR UN PRECIO SUPERIOR A LA REGULACION
ACTUAL 004/11.
La propuesta que acabamos de medir gracias al análisis de sensibilidad
arrojaron datos de TIR Y VAN superiores a los de la Remuneración Actual
simulados económicamente a un proyecto Base del Ecuador como Villonaco.
Bien a la hora de predecir el precio por cada Escenario de remuneración causo
un déficit tarifario que a simple vista no promociona la generación Eólica en
Ecuador ni tampoco la Incentiva.
Nosotros como autores de esta Tesis proponemos a las autoridades del
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144
CONELEC analizar los rendimientos térmicos de las Centrales a Diesel .Para
ejemplo analicemos la Central Térmica Diesel CATAMAYO dentro de la misma
ciudad del Proyecto Loja.
4.4.1 Recogimiento de datos de central térmica catamayo.
El Suministro de energía al Sistema Eléctrico Regional del Sur (Loja), se
obtiene de las centrales: hidroeléctrica Ing. Carlos Mora con una potencia
instalada de 2.400 kW y termoeléctrica Catamayo con 19.735 kW de potencia
instalada, que son operadas por la Empresa, y por el aporte del Sistema
Nacional Interconectado (S.N.I.) operado por el CENACE.
4.4.2 Subestación n° 5 (catamayo)
Es de tipo instalación exterior, se ubicada junto a la central Catamayo,
con una potencia instalada de 15 MVA mediante dos transformadores trifásicos
de 10 y 5 MVA.
La central Térmica Diesel Se tienen 5 generadores conectados a las
barras de 4,16 kV con una potencia efectiva de 8 MW en 2 unidades de 1 MW y
3 de 2 MW; además se cuenta con 4 generadores conectados a la barra de
13,8 KV con una potencia efectiva de 6,2 MW en 2 unidades de 0,9 MW y 2 de
2,2 MW. La potencia efectiva de la central es de 14,2 MW.
4.4.3 Alumbrado público en Loja
El sistema de alumbrado público, está constituido por luminarias de Hg
de 125, 175, 250 y 400 W, luminarias de Na de 70, 100, 150, 250 y 400 W,
existiendo también luminarias incandescentes, fluorescente y reflectores,
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145
además de semáforos para el tránsito.
La carga total instalada en alumbrado público es de 4.755 KW, en 37.609
luminarias. El sistema de alumbrado público está mayoritariamente construido
con hilo piloto.
ALUMBRADO PUBLICO
TIPO CANTIDAD POTENCIALTOTAL
MERCURIO 9327 1458,73
SODIO 24527 2844,2
ORNAMENTAL 384 41,2
MIXTA 61 10
FLUORECENTE 22 1
SEMAFORO 1282 128
REFLECTOR 264 129
TOTALES 35867 4611,97
Tabla 47: Alumbrado público en Loja
(Fuente Propia).
4.5 ANALISIS ENERGETICO DE CATAMAYO VERSUS VILLONACO
CATAMAYO 2012
CANTIDAD GALONES AÑO DIESEL 762.808,00
RENDIMIENTO KWH/GAL 13,35
ENERGIA[GWh-año] 10,18
PRECIO_D_MIN_usd/gal 0,918
PRECIO_D_MED_usd/gal 1,8675
PRECIO_D_MAX_usd/gal 2,817
COSTO DISEL USD/AÑO_MIN $ 700.257,74
COSTODISELUSD/AÑO_MED $ 1.424.543,94
COSTODISEL USD/AÑO_MAX $ 2.148.830,14
COSTO TERMICA USD/KWh al 2% O&M $ 0,221
COSTO TERMICA USD/KWh al 3%O&M $ 0,24
INGRESOS ENERGIA 2%O&M $ 2.247.559,24
INGRESOS ENERGIA 3%O&M $ 2.411.695,13 Tabla 48 Análisis energético, rendimiento, consumo de diesel de la Central Catamayo-Loja.
Fuente:(Elaboración Propia)
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146
Figura 69: Ingresos por energía Villonaco vs Catamayo
(Fuente elaboración propia)
Figura 70 Gastos Ocasionados por generación Térmica
Fuente:( elaboración propia)
$ 0,00
$ 1.000.000,00
$ 2.000.000,00
$ 3.000.000,00
$ 4.000.000,00
$ 5.000.000,00
$ 6.000.000,00
$ 7.000.000,00
INGRESOS ENERGIA2%O&M
INGRESOS ENERGIA3%O&M
INGRESOS POR ENERGIA
CATAMAYO INGRESOS
VILLONACO INGRESOS
$ 0,00
$ 500.000,00
$ 1.000.000,00
$ 1.500.000,00
$ 2.000.000,00
$ 2.500.000,00
GASTOS POR DIESEL EN 2012
TERMICA CATAMAYO
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147
Figura 71: Comparación Generación Electricidad
Fuente:( elaboración propia).
Figura 72 Costo KWh Generado
Fuente:( elaboración propia)
Si cambia de escenario; se iguala a la energía generada de Catamayo;
es decir buscar un factor de planta que iguale la generación de Villonaco con la
de Catamayo. Además se calcula los ingresos de la central Eólica, con el
precio CONELEC y con el precio Propuesto.
0
20
40
60
ENERGIAMIN[GWh-año] ENERGIA MED
[GWh-año] ENERGIA MAX[GWh-año]
GENERACION DE ELECTRICIDAD
CATAMAYO
VILLONACO
Villonaco
CATAMAYO
-
0,05
0,10
0,15
0,20
0,25
COSTO USD/KWh al 2% O&MCOSTO USD/KWh al 3%O&M
Costo del KWh Generado
Villonaco
CATAMAYO
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148
Figura 73: 11,18GWh en Villonaco con precio Propuesto
Fuente:( elaboración propia)
Figura 74: 11,18GWh en Villonaco con precio Regulación 004/11
Fuente:( elaboración propia)
En conclusión; en un escenario muy pesimista que luego de haber
$ 0,00
$ 500.000,00
$ 1.000.000,00
$ 1.500.000,00
$ 2.000.000,00
$ 2.500.000,00
PROPUESTA[0,21KWh]
11,18 GWh-año Generados a base de Villonaco
Deficits
Ingresos $ de Energia
COSTO DIESEL
SALDO 1
Ingreso Cers
Saldo Final
-$ 1.500.000,00
-$ 1.000.000,00
-$ 500.000,00
$ 0,00
$ 500.000,00
$ 1.000.000,00
$ 1.500.000,00
$ 2.000.000,00
$ 2.500.000,00
$ 3.000.000,00
PRECIO CONELEC
11,18 GWh-año Generados en Villonaco con precio CONELEC
Ingresos Energia $
Deficits 1
Costo Diesel
Deficit 2
Ingreso Cers
Saldo Final
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149
invertido en el Generador eólico 45.680.890 dólares , no produzca la suficiente
energía al año estimada, y se encontrase como en el ejemplo una generación
pésima igual al del generador Térmico Catamayo. Resulta que los ingresos con
nuestra propuesta $2384300 dólares son superiores a los de Catamayo de
$2.247.559 dólares; inclusive generando en el peor de los casos con un factor
de planta del 8,8% es decir trabajando solo 771 horas al año.
Energía min Energía media Energía max
28,908 43,362 59,2614
PRECIO 2% O&M 0,184419036 0,122946024 0,089960505
PRECIO 3% O&M $ 0,2108 0,140509742 0,102812006
Ingresos 2% O&M $ 5.331.185,50 $ 5.331.185,50 $ 5.331.185,50
Ingresos 3% O&M $ 6.092.783,42 $ 6.092.783,42 $ 6.092.783,42
CONELEC 15,42MWhO&M $ 2.639.300,40 $ 3.958.950,60 $ 5.410.565,82
ENERGIA ANALIZADA 11,18 DEFICITS COTOS DIESEL
PROPUESTA[0,21KWh] $ 2.347.800,00 $ 1.460.189,64 $ 1.424.543,94
PRECIO CONELEC[0,0913KWh] $ 1.020.734,00 $ 2.787.255,64 $ 1.424.543,94
Tabla 49 Simulación de Solución de la Propuesta con Centrales Térmicas diesel.
Fuente:( elaboración propia)
4.6 SEGUNDA ALTERNATIVA PARA CUBRIR EL DÉFICITS
La segunda alternativa, considera analizar los Precios Unitarios de
Potencia (P.U.P), siguiendo la metodología de la regulación 003/04, junto a esta
metodología se correlaciona con el informe denominado¨ ESTADISTICA DEL
SECTOR ELECTRICO ECUATORIANO 2011”35.
Básicamente se trabaja en la búsqueda del precio promedio de los
contratos regulados durante el 2011; se busca los precios KW-h de contratos
regulados a largo plazo, precios KW-h medios en el Mercado Spot, Precio KW-
h de las Importaciones de Electricidad y finalmente del precio KW-h de las
exportaciones de electricidad.
35
Último informe 2011 hasta la presente fecha del CONELEC, referente a precios de contratos, largo plazo, spot, importaciones, exportaciones.
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150
A continuaciones se presenta los precios obtenidos desde el informe 2011 del
CONELEC:
Tipo de Transacción
Energía vendida(GWh)
Total Precio medio
GW-h % (Millones USD) (USD c/KW-h)
Contratos 15.074,14 88,78 644,75 4,28
Mercado Ocasional
1.021,62 6,02 88,85 8,7
Importación 872,9 5,14 92,59 10,61
Exportación 10,06 0,06 0,57 5,71
Total general 16.978,72 100,00 826,76 7,33 Tabla 50 Costos medios KW-h según Transacción en el Mercado Eléctrico.
Fuente:(CONELEC,2011)
Trabajando en la segunda alternativa se presenta las posibles soluciones, fruto
de tomar el precio del tipo de Transacción y contrarrestar con el precio de KW-h
de todos los proyectos Eólicos en Ecuador Continental.
CASO VILLONACO
TASA ANUAL 5%
CAPACIDAD INSTALADA MW INSTALADO 16,5
POTENCIA FIRME [MW] 16,17
TOTAL TURBINAS EOLICAS 11
POTENCIA UNITARIA[MW] 1,5 FACTOR PLANTA
Periodo 20 31%
INVESION TOTAL $ 45.687.890,00
$ 2.768,96
DESEMBOLSO ANUAL REQUERIDO $ 3.666.114,50
COSTOS_OPERACION_MANTENIMIENTO AL 2% A 3% $ 913.757,80
COSTO_TOTAL ANUAL $ 4.579.872,30
COSTO_MEDIO_ANUAL[USD/MW] $ 283.232,67
CALCULO DEL DIVIDENDO MENSUAL
VIDA UTIL MENSUAL 240
TASA DESCUENTO MENSUAL 0,4074%
DESEMBOLSO MENSUAL $ ($ 298.724,09)
COSTOS FIJOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO $ 76.146,48
COSTO_TOTAL_MENSUAL $ 374.870,57
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COSTO MEDIO MENSUAL (USD/KW) $ 23,18
COSTO MEDIO MENSUAL REFERIDO A ENERGIA usd/kwh 0,104298377
10,24440575
EXCESO O DEFICIT DE ENERGIA
TIPO DE CENTRAL EOLICA
Intres 0,08
1.-Costo total (CT) cusd/KWh 10,42983766
2.-Costo Medio Contratos Fuente: CENACE Usc/KWh 4,28
3.-Costo Mercado Ocasional Fuent: CENACE Usd c/KWh 8,7
4.-Precio medio ImportacionesFuent: CENACE Usd c/KWh 10,61
5.-Precio medio exportaciones Fuent: CENACE Usd c/KWh 5,71
6.-Precio CONELEC Vigente 9,13
Exceso(+) ,Deficit(-) cusd/KWh=2-1;CONTRATOS -6,149837657
Exceso(+) ,Deficit(-) cusd/KWh=3-1;SPOT -1,729837657
Exceso(+) ,Deficit(-) cusd/KWh=4-1;IMPORTACIONES 0,180162343
Exceso(+) ,Deficit(-) cusd/KWh=5-1;EXPORTACIONES -4,719837657
Exceso(+) ,Deficit(-) cusd/KWh=6-1;TARIFA -1,299837657
Tabla 51 Equipamiento Equivalente: CENTRAL EOLICA VILLONACO
Fuente(Propia)
Tabla 52 Escogimiento del precio Importaciones para solventar déficits en Villonaco.
Fuente: (Propia)
CASO HUASCACHACA
TASA ANUAL 0,05
-7
-6
-5
-4
-3
-2
-1
0
1
1
Seleccion del Precio para villonaco segun el Tipo de Transaccion
Exceso(+) ,Deficit(-)cusd/KWh=2-1;CONTRATOS
Exceso(+) ,Deficit(-)cusd/KWh=3-1;SPOT
Exceso(+) ,Deficit(-)cusd/KWh=4-1;IMPORTACIONES
Exceso(+) ,Deficit(-)cusd/KWh=5-1;EXPORTACIONES
Exceso(+) ,Deficit(-)cusd/KWh=6-1;TARIFA
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MARCO REMUNERATIVO PARA GENERACION EOLICA EN ECUADOR
Autor: Adrián Criollo
152
CAPACIDAD INSTALADA MW INSTALADO 50
POTENCIA FIRME [MW] 49,5
TOTAL TURBINAS EOLICAS 25
POTENCIA UNITARIA[MW] 2 FACTOR PLANTA
COSTO[USD/KW]
Periodo 20 23% 1782
INVESION TOTAL $ 89.100.000,00 1782
DESEMBOLSO ANUAL REQUERIDO $ 7.149.614,52
COSTOS_OPERACION_MANTENIMIENTO AL 2% A 3% $ 1.782.000,00
COSTO_TOTAL ANUAL $ 8.931.614,52
COSTO_MEDIO_ANUAL[USD/MW] $ 180.436,66
CALCULO DEL DIVIDENDO MENSUAL
VIDA UTIL MENSUAL 240
TASA DESCUENTO MENSUAL 0,004074124
DESEMBOLSO MENSUAL $ 582.568,29
COSTOS FIJOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO $ 148.500,00
COSTO_TOTAL_MENSUAL $ 731.068,29
COSTO MEDIO MENSUAL (USD/KW) 14,76905639
COSTO MEDIO MENSUAL REFERIDO A ENERGIA usd/kwh
0,089555617
EXCESO O DEFICIT DE ENERGIA
TIPO DE CENTRAL EOLICA
Interés 5%
1.-Costo total (CT) cusd/KWh 8,955561691
2.-Costo Medio Contratos Fuente: CENACE Usc/KWh 4,28
3.-Costo Mercado Ocasional Fuent: CENACE Usd c/KWh
8,7
4.-Precio medio ImportacionesFuent: CENACE Usd c/KWh
10,61
5.-Precio medio exportaciones Fuent: CENACE Usd c/KWh
5,71
6.-Precio CONELEC Vigente 9,13
Exceso(+) ,Deficit(-) cusd/KWh=2-1;CONTRATOS -$ 4,68
Exceso(+) ,Deficit(-) cusd/KWh=3-1;SPOT -$ 0,26
Exceso(+) ,Deficit(-) cusd/KWh=4-1;IMPORTACIONES $ 1,65
Exceso(+) ,Deficit(-) cusd/KWh=5-1;EXPORTACIONES -$ 3,25
Exceso(+) ,Deficit(-) cusd/KWh=6-1;TARIFA $ 0,17
Tabla 53 Equipamiento Equivalente: CENTRAL EOLICA HUASCACHACA.
Fuente:(Propia)
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MARCO REMUNERATIVO PARA GENERACION EOLICA EN ECUADOR
Autor: Adrián Criollo
153
Figura 75 Seleccion de Precio para Huascachaca para no tener deficit.
Fuente:(Propia)
Equipamiento Equivalente: CENTRAL EOLICA SALINAS
CASO SALINAS-IMBABURA
TASA ANUAL 0,05
CAPACIDAD INSTALADA MW INSTALADO 15
POTENCIA FIRME [MW] 14,85
TOTAL TURBINAS EOLICAS 10
POTENCIA UNITARIA[MW] 1,5 FACTOR PLANTA
Periodo 20 30%
INVESION TOTAL $ 37.500.000,00 COSTO[KW]
DESEMBOLSO ANUAL REQUERIDO $ 3.009.097,02 2500
COSTOS_OPERACION_MANTENIMIENTO AL 2% A 3% $ 750.000,00
COSTO_TOTAL ANUAL $ 3.759.097,02
COSTO_MEDIO_ANUAL[USD/MW] $ 253.137,85
CALCULO DEL DIVIDENDO MENSUAL
VIDA UTIL MENSUAL 240
TASA DESCUENTO MENSUAL 0,004074124
DESEMBOLSO MENSUAL $ 245.188,67 -245188,6747
COSTOS FIJOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO $ 62.500,00
COSTO_TOTAL_MENSUAL $ 307.688,67
COSTO MEDIO MENSUAL (USD/KW) 20,71977607 5,7
COSTO MEDIO MENSUAL REFERIDO A ENERGIA usd/kwh 0,095685478 0,093984288
9,398428774
EXCESO O DEFICIT DE ENERGIA
-$ 5,00
-$ 4,00
-$ 3,00
-$ 2,00
-$ 1,00
$ 0,00
$ 1,00
$ 2,00
1
Seleccion del Precio para Huascachaca segun el Tipo de Transaccion Exceso(+) ,Deficit(-)cusd/KWh=2-1;CONTRATOS
Exceso(+) ,Deficit(-)cusd/KWh=3-1;SPOT
Exceso(+) ,Deficit(-)cusd/KWh=4-1;IMPORTACIONES
Exceso(+) ,Deficit(-)cusd/KWh=5-1;EXPORTACIONES
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MARCO REMUNERATIVO PARA GENERACION EOLICA EN ECUADOR
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154
TIPO DE CENTRAL EOLICA
Intres 8%
1.-Costo total (CT) cusd/KWh 9,568547826
2.-Costo Medio Contratos Fuente:CENACE Usc/KWh 4,28
3.-Costo Mercado Ocasional Fuent:CENACE Usd c/KWh 8,7
4.-Precio medio ImportacionesFuent:CENACE Usd c/KWh 10,61
5.-Precio medio exportaciones Fuent:CENACE Usd c/KWh 5,71
6.-Precio CONELEC Vigente 9,13
Exceso(+) ,Deficit(-) cusd/KWh=2-1;CONTRATOS -5,288547826
Exceso(+) ,Deficit(-) cusd/KWh=3-1;SPOT -0,868547826
Exceso(+) ,Deficit(-) cusd/KWh=4-1;IMPORTACIONES 1,041452174
Exceso(+) ,Deficit(-) cusd/KWh=5-1;EXPORTACIONES -3,858547826
Exceso(+) ,Deficit(-) cusd/KWh=6-1;TARIFA -0,438547826
Tabla 54 Equipamiento Equivalente: CENTRAL EOLICA SALINAS.
Fuente (Propia)
Figura 76 Selección del precio de Salinas para no tener déficit.
Fuente:(Propia)
Equipamiento Equivalente: CENTRAL EOLICA CHINCHAS
CASO CHINCHAS-LOJA
TASA ANUAL 0,05
CAPACIDAD INSTALADA MW INSTALADO 10
POTENCIA FIRME [MW] 9,9
TOTAL TURBINAS EOLICAS 7
POTENCIA UNITARIA[MW] 1,5 FACTOR PLANTA
Periodo 20 20%
INVESION TOTAL $ 25.000.000,00 Costo[KW]
DESEMBOLSO ANUAL REQUERIDO $ 2.006.064,68 2500
COSTOS_OPERACION_MANTENIMIENTO AL 2% A 3% $ 500.000,00
-6
-5
-4
-3
-2
-1
0
1
2
1
Seleccion del Precio para Salinas segun el Tipo de Transaccion
Exceso(+) ,Deficit(-)cusd/KWh=2-1;CONTRATOS
Exceso(+) ,Deficit(-)cusd/KWh=3-1;SPOT
Exceso(+) ,Deficit(-)cusd/KWh=4-1;IMPORTACIONES
Exceso(+) ,Deficit(-)cusd/KWh=5-1;EXPORTACIONES
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MARCO REMUNERATIVO PARA GENERACION EOLICA EN ECUADOR
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155
COSTO_TOTAL ANUAL $ 2.506.064,68
COSTO_MEDIO_ANUAL[USD/MW] $ 253.137,85
CALCULO DEL DIVIDENDO MENSUAL
VIDA UTIL MENSUAL 240
TASA DESCUENTO MENSUAL 0,004074124
DESEMBOLSO MENSUAL $ 163.459,12
COSTOS FIJOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO $ 41.666,67
COSTO_TOTAL_MENSUAL $ 205.125,78
COSTO MEDIO MENSUAL (USD/KW) 20,71977607
COSTO MEDIO MENSUAL REFERIDO A ENERGIA usd/kwh 0,144485072
14,19162745
EXCESO O DEFICIT DE ENERGIA
TIPO DE CENTRAL EOLICA
interés 8%
1.-Costo total (CT) cusd/KWh 14,44850722
2.-Costo Medio Contratos Fuente:CENACE Usc/KWh 4,28
3.-Costo Mercado Ocasional Fuent:CENACE Usd c/KWh 8,7
4.-Precio medio ImportacionesFuent:CENACE Usd c/KWh 10,61
5.-Precio medio exportaciones Fuent:CENACE Usd c/KWh 5,71
6.-Precio CONELEC Vigente 9,13
Exceso(+) ,Deficit(-) cusd/KWh=2-1;CONTRATOS -$ 10,17
Exceso(+) ,Deficit(-) cusd/KWh=3-1;SPOT -$ 5,75
Exceso(+) ,Deficit(-) cusd/KWh=4-1;IMPORTACIONES -$ 3,84
Exceso(+) ,Deficit(-) cusd/KWh=5-1;EXPORTACIONES -$ 8,74
Exceso(+) ,Deficit(-) cusd/KWh=6-1;TARIFA -$ 5,32
Tabla 55 Equipamiento Equivalente: CENTRAL EOLICA CHINCHAS.
Fuente: (Propia)
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156
Figura 77 Seleccion del precio de Chinchas para no tener déficits.
Fuente:(Propia)
Equipamiento Equivalente: CENTRAL EOLICA DUCAL
CASO DUCAL-LOJA
TASA ANUAL 0,05
CAPACIDAD INSTALADA MW INSTALADO 10
POTENCIA FIRME [MW] 9,9
TOTAL TURBINAS EOLICAS 7
POTENCIA UNITARIA[MW] 1,5 FACTOR PLANTA
Periodo 20 30%
INVESION TOTAL $ 25.000.000,00 Costo[KW]
DESEMBOLSO ANUAL REQUERIDO $ 2.006.064,68 2500
COSTOS_OPERACION_MANTENIMIENTO AL 2% A 3% $ 500.000,00
COSTO_TOTAL ANUAL $ 2.506.064,68
COSTO_MEDIO_ANUAL[USD/MW] $ 253.137,85
CALCULO DEL DIVIDENDO MENSUAL
VIDA UTIL MENSUAL 240
TASA DESCUENTO MENSUAL 0,004074124
DESEMBOLSO MENSUAL $ 163.459,12
COSTOS FIJOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO $ 41.666,67
COSTO_TOTAL_MENSUAL $ 205.125,78
COSTO MEDIO MENSUAL (USD/KW) 20,71977607
COSTO MEDIO MENSUAL REFERIDO A ENERGIA usd/kwh 0,096323381
9,461084965
EXCESO O DEFICIT DE ENERGIA
TIPO DE CENTRAL EOLICA
-$ 12,00
-$ 10,00
-$ 8,00
-$ 6,00
-$ 4,00
-$ 2,00
$ 0,00
1
Seleccion del Precio para Chinchas segun el Tipo de Transaccion
Exceso(+) ,Deficit(-)cusd/KWh=2-1;CONTRATOS
Exceso(+) ,Deficit(-)cusd/KWh=3-1;SPOT
Exceso(+) ,Deficit(-)cusd/KWh=4-1;IMPORTACIONES
Exceso(+) ,Deficit(-)cusd/KWh=5-1;EXPORTACIONES
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157
interés 5%
1.-Costo total (CT) cusd/KWh 9,632338145
2.-Costo Medio Contratos Fuente:CENACE Usc/KWh 4,28
3.-Costo Mercado Ocasional Fuent:CENACE Usd c/KWh 8,7
4.-Precio medio ImportacionesFuent:CENACE Usd c/KWh 10,61
5.-Precio medio exportaciones Fuent:CENACE Usd c/KWh 5,71
6.-Precio CONELEC Vigente 9,13
Exceso(+) ,Deficit(-) cusd/KWh=2-1;CONTRATOS -$ 5,35
Exceso(+) ,Deficit(-) cusd/KWh=3-1;SPOT -$ 0,93
Exceso(+) ,Deficit(-) cusd/KWh=4-1;IMPORTACIONES $ 0,98
Exceso(+) ,Deficit(-) cusd/KWh=5-1;EXPORTACIONES -$ 3,92
Exceso(+) ,Deficit(-) cusd/KWh=6-1;TARIFA -$ 0,50
Figura 78 Equipamiento Equivalente: Central Ducal.
Fuente:(Propia)
Figura 79 Seleccion del precio de Ducal, para no tener déficits.
Fuente:(Propia).
4.7 CONTRATACIÓN REGULADA DE AUTOGENERADORES (GRANDES
CONSUMIDORES O CONSUMIDORES FINALES):
Para el caso de nuevos proyectos de generación destinados a la
autogeneración, y que deseen comercializar sus excedentes a través de
contratos regulados, éstos deberán presentar, para consideración y evaluación
del ente responsable de la negociación, su oferta para la venta de energía
eléctrica.
-$ 6,00
-$ 5,00
-$ 4,00
-$ 3,00
-$ 2,00
-$ 1,00
$ 0,00
$ 1,00
1
Seleccion del Precio para Chinchas segun el Tipo de Transaccion Exceso(+) ,Deficit(-)cusd/KWh=2-1;CONTRATOS
Exceso(+) ,Deficit(-)cusd/KWh=3-1;SPOT
Exceso(+) ,Deficit(-)cusd/KWh=4-1;IMPORTACIONES
Exceso(+) ,Deficit(-)cusd/KWh=5-1;EXPORTACIONES
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158
La oferta de los autogeneradores contemplará un solo componente
energizado (cUSD/kWh), determinado en función de su capacidad total de
generación, de su consumo propio total, así como también de la información
económica del autogenerador y del pronóstico sobre su producción energética.
Es preciso señalar que bajo esta modalidad de contratación regulada, no
existirá ningún reconocimiento por concepto de PRPD.
4.7.1 Comercialización de Excedentes menores a 1MW
Si la producción del autogenerador, descontado su consumo propio, es
menor a 1 MW, se deberá observar los esquemas comerciales definidos para
estos casos, que puede ser a través de convenios con la empresa distribuidora
a la cual se halla conectado, o, para el caso de energías renovables no
convencionales, acogerse al esquema de precios preferentes.
4.7.2 Despacho de los autogeneradores:
Dentro del despacho económico centralizado de los recursos de generación y
transmisión, a cargo de la Corporación CENACE, los autogeneradores serán
incluidos bajo el siguiente procedimiento:
a. Con toda su capacidad de generación, siempre que su consumo propio
esté físicamente separado de la central de generación y que tal
capacidad sea mayor a 1 MW.
b. Con la capacidad de generación determinada como excedente, siempre
que su consumo propio esté físicamente junto a la central de generación
y que tal capacidad sea mayor a 1 MW.
4.8 MECANISMO DE CONTRATACIÓN ENTRE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Y
GENERADORES NO CONVENCIONALES.
A continuación se cita textualmente el modelo de contrato de compraventa de
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159
energía tomado de la regulación CONELEC 004/1136 :
MODELO DE CONTRATO DE COMPRAVENTA DE ENERGÍA ENTRE EL
GENERADOR QUE PRODUCE ENERGÍA CON RECURSOS RENOVABLES
NO CONVENCIONALES Y LA DEMANDA ELÉCTRICA ECUATORIANA
Comparecen a la celebración del presente contrato: POR UNA PARTE: El
representante de la demanda eléctrica ecuatoriana, quién en adelante se denominará
LA DEMANDA, representada en este acto por el señor(a)……………………………..…. en
su calidad de Mandatario debidamente facultado por el Mandato otorgado por las
Empresas Eléctricas de Distribución y, POR OTRA PARTE: el GENERADOR NO
CONVENCIONAL, representado en este acto por…………….. en su calidad de
representante legal, que en lo posterior se denominará EL GENERADOR, quienes libre
y voluntariamente acuerdan firmar el presente Contrato de Compraventa de Energía,
de conformidad con las cláusulas siguientes:
CLÁUSULA PRIMERA: ANTECEDENTES.-
1. El CONELEC mediante Resolución No. 023/11 de 14 de abril de 2011, expidió la Regulación No. CONELEC 004/11 “Tratamiento para la Energía Producida con Recursos Energéticos Renovables No Convencionales”, en la que se establecen las condiciones para que los generadores que, cumpliendo los requisitos, puedan acogerse a las condiciones preferentes establecidas en la misma.
2. El CONELEC mediante Resolución No. 017/12 de 12 de enero de 2012, expidió la Reforma a la Regulación No. CONELEC 004/11 “Tratamiento para la Energía Producida con Recursos Energéticos Renovables No Convencionales”, en la cual se calificaron a las energías solar termoeléctrica y de corrientes marina para que puedan participar en el esquema preferente.
3. Mediante Resolución No. 023/12 de 15 de marzo de 2012, el CONELEC aprobó la reforma de la Regulación No. 004/11 “Tratamiento para la Energía Producida con Recursos Energéticos Renovables No Convencionales”.
4. En el Título Habilitante suscrito el… de ..…. de…., entre el CONELEC y el GENERADOR, se autorizó su participación para que pueda generar energía eléctrica y, se establecieron las condiciones para su comercialización, de conformidad con lo dispuesto en la Regulación No. CONELEC 004/11 y sus reformas;
36
Anexo incluido mediante Resolución Directorio No. 023/12 de 15 de marzo de 2012.
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160
5. En el Título Habilitante antes citado, el CONELEC autorizó la instalación de un generador no convencional que utiliza como recurso ……………….., con una potencia nominal de……….MW y, con una producción mensual estimada de……….. MWh y cuyo factor de planta estimado es de………
6. Mediante Mandato otorgado el …………………, ante el Notario No….del Cantón….., las empresas distribuidoras nombraron como representante de la demanda a …………, quien está debidamente autorizado para ejercer su representación en la suscripción de los contratos de compraventa de energía eléctrica.
CLAUSULA SEGUNDA: DOCUMENTOS DEL CONTRATO.-
Forman parte del presente Contrato los documentos siguientes:
Calidad de los comparecientes y su capacidad para celebrarlo. Título Habilitante suscrito entre el CONELEC y el GENERADOR NO
CONVENCIONAL.
CLÁUSULA TERCERA: OBJETO.-
El Objeto del presente contrato es: 1) Establecer las condiciones comerciales generales
para la compraventa de energía eléctrica entre el GENERADOR y la DEMANDA y, 2)
Establecer la obligación que tiene LA DEMANDA de comprar toda la energía producida
por el GENERADOR.
CLÁUSULA CUARTA: CONDICIONES ESPECIALES DE COMPRAVENTA DE
ENERGÍA.-
a. Despacho Preferente
La Corporación Centro Nacional de Control de Energía, CENACE, debe
despachar toda la energía producida por el GENERADOR en cumplimiento
de las disposiciones de la normativa jurídica vigente.
b. Precios Preferentes
El CENACE, en sus procesos de liquidación diaria y mensual de las
transacciones del mercado eléctrico ecuatoriano, para la valoración de la
energía producida por el GENERADOR debe aplicar el precio de […….]
cUSD/kWh a la energía generada, de conformidad con lo establecido en la
Regulación No. CONELEC 004/11, sus reformas y codificación. No se
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161
considerará en la liquidación una remuneración por potencia al
GENERADOR.
Las condiciones de despacho preferente y precios determinados estarán vigentes
durante el plazo establecido para el presente contrato, en la forma estipulada en la
Cláusula Sexta de este instrumento.
CLÁUSULA QUINTA: FACTURACIÓN DE LA ENERGÍA.-
EL GENERADOR, acorde con la información de liquidación emitida por el CENACE,
emitirá las respectivas facturas comerciales a la DEMANDA, considerando las
disposiciones de este Contrato y las condiciones establecidas en la normativa jurídica
vigente que rige al Sector Eléctrico Ecuatoriano.
CLÁUSULA SEXTA: PLAZO.-
El plazo del presente contrato es de quince (15) años, contado a partir de
……………………………, fecha en la que se suscribió el Título Habilitante entre el
CONELEC y el GENERADOR.
Este contrato estará vigente mientras el GENERADOR se encuentre legalmente
autorizado a realizar la actividad de generación, es decir mientras se encuentre vigente
el Título Ejecutivo suscrito con el CONELEC.
CLÁUSULA SÉPTIMA: DOMICILIO DE LAS PARTES.-
Para los efectos del presente Contrato, las partes convienen en señalar su domicilio
en….
LA DEMANDA: (LA EMPRESA)
Dirección……….
Teléfono…………….
Correo Electrónico………….
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162
EL GENERADOR:
Dirección……….
Teléfono…………….
Correo Electrónico………….
CLÁUSULA OCTAVA: FORMA DE PAGO.-
LA DEMANDA, se compromete al pago de la totalidad de la factura mensual emitida
por el GENERADOR. Para asegurar el pago de los valores facturados por el
GENERADOR a la DEMANDA, serán utilizados los mecanismos de pago generalmente
utilizados y aceptados en el Sector Eléctrico Ecuatoriano, de conformidad con lo
dispuesto en el artículo 37 del “Reglamento Sustitutivo al Reglamento para el
Funcionamiento del Mercado eléctrico Mayorista”, los cuales deben permitir cumplir de
forma cabal y oportuna con las obligaciones adquiridas. Para el efecto la DEMANDA
realizará las gestiones necesarias que permitan el cumplimiento de estas obligaciones.
CLÁUSULA NOVENA: CONTROVERSIAS.-
Toda controversia o divergencia resultante de este Contrato o relacionado con su
cumplimiento, será resuelto mediante el procedimiento alternativo de mediación y
arbitraje, administrado y en derecho, con sujeción a la Ley de Arbitraje y Mediación del
Ecuador, de su Reglamento de Aplicación y del Reglamento del Centro de
Arbitraje……….…………, con expresa renuncia a cualquier otra jurisdicción nacional o
internacional, pública o privada, aún en caso de corresponder.
Las PARTES se regirán por las reglas siguientes:
De surgir una controversia o divergencia, éstas intentarán resolverla de manera
amigable en un plazo no mayor a quince (15) días.
De no ser posible una solución a ese nivel, se someterá tal controversia o divergencia
al mecanismo de mediación, del Centro de Medicación de la Procuraduría General del
Estado.
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163
De persistir la controversia, ésta se someterá al mecanismo de arbitraje, bajo las
normas de la Ley antes referida y de aquellas establecidas en el Reglamento del Centro
de Arbitraje ya señalado, además, se observará:
1. El arbitraje será en derecho;
2. El número de árbitros será de tres (3); los cuales serán designados de la siguiente manera: Cada una de las PARTES designará a un árbitro y el tercero será designado de común acuerdo por los árbitros ya designados y éste presidirá el Tribunal Arbitral. En caso de que una de las PARTES no designe su árbitro en el plazo de quince (15) días, contado a partir de la fecha en que la otra PARTE notifique su intención de acogerse a esta Cláusula, el árbitro será designado por el invocado Centro de Arbitraje, de conformidad con las disposiciones establecidas en el Reglamento de Funcionamiento de dicho centro para la designación de árbitros.
3. La sede del arbitraje será en la ciudad de………………..;
4. El idioma a utilizarse en el proceso de arbitraje será el castellano; y,
5. El procedimiento a observar será exclusivamente el que resulta de la aplicación de la Ley de Arbitraje y Mediación del Ecuador y, de su Reglamento de Aplicación, del Reglamento del Tribunal de Arbitraje de……….. y el Derecho Sustancial será el que rige en la República del Ecuador.
Por efectos de la presente Cláusula, las Partes expresamente renuncian al derecho a
someter la resolución de cualquier controversia a través de la jurisdicción ordinaria.
CLÁUSULA DÉCIMA: ACEPTACIÓN DE LAS PARTES.-
Libre y voluntariamente, las partes declaran expresamente su aceptación del contenido
de las cláusulas que anteceden, a cuyas estipulaciones se someten.
Para constancia y fe de aceptación, los comparecientes firman en unidad de acto, en
un original y en …..copias de igual tenor y valor, en la ciudad de Quito, a los …días del
mes de……de 201…
LA DEMANDA EL GENERADOR
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164
V CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Se procede a dejar planteado las precios de las propuestas realizadas y
simuladas a un caso base ya en operación comercial como es el Parque Eólico
Villonaco en la Ciudad de Loja-Ecuador.
PRECIO ESTIPULADO USD/kWh
FACTOR DE PLANTA
PORCENTAJE PLAZO ESTIPULADO [AÑOS]
0,096386256 Factor Planta ALTO
35.2-43% 0 9
0,131727883 Factor Planta INTERMEDIO
27.5-35.2% 9 17
0,21 Factor de Planta BAJOS
20-27.6% 17 25
Tabla 56 Precios Calculado para la propuesta de Marco Regulatorio de Generación Eólica luego de simular para los factores de planta propuesto dentro de los años de concesión calculados
Fuente: (Elaboración Propia)
Figura 80 Propuesta Precio KWh-Eolico Ecuador
Fuente:(Elaboracion Propia)
Estandar Ecuador
$ -
$ 0,05
$ 0,10
$ 0,15
$ 0,20
$ 0,25
35.2-43%27.5-35.2%
20-27.6%FP ALTOFP INTERMEDIO
FP BAJOS
USD
/KW
h
PROPUESTA PRECIOS KWh Eolicos para ECUADOR
Estandar Ecuador
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165
Figura 81: Propuesta en Tiempo para concesión
Fuente:(elaboración Propia)
Las gráficas provenientes de las simulaciones de múltiples parámetros
económicos, dentro de los flujos de caja nos ayudaron a dictaminar un
precio y un plazo de concesión adaptado para la generación eólica en
Ecuador. Todo esto debido también al recogimiento de datos firmes
como Banco Central Ecuador, Parque Villonaco Celec-Gensur.
Debido a que la potencia eólica es proporcional al cubo de la velocidad
del viento, resulta entonces muy significativo que un error en la medición
o predicción del viento, causaría un mayor error en la generación
esperada. En valores se puede esperar así que, la potencia eólica de
5m/s es del doble que la potencia eólica de 4m/s ; notando que la
diferencia de velocidades es de solo 1 m/s. Tabulando los errores se
sabe entonces que un error de 10% en la estimación del viento causa
una diferencia del 33% en la estimación de la energía aprovechable,
repercutiendo en la cantidad de dólares por el ingreso de venta de
energía.
FP ALTO
FP MEDIO
FP BAJO
0
5
10
15
20
25
1
Tie
mp
o e
n a
ño
s
PROPUESTA PARA PLAZO CONCESION
FP ALTO
FP MEDIO
FP BAJO
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166
Los parámetros que tuvieron mayor peso ubicándoles de mayor a
menor dentro de los indicadores de Sensibilidad fueron; el precio de la
remuneración económica obtenida tras la aplicación de la tarifa
remunerativa y localizado partir de la simulación económica aplicando a
un proyecto eólico base; el factor de planta dado por la energía del
viento , dependiendo además de la ubicación del proyecto y de las
estaciones meteorológicas ; la Tasa de descuento o WACC en inglés,
que sirve para poder traer los flujos futuros hacía el presente; el
porcentaje de interés en el financiamiento considerando el recurso tanto
local o internacional; y el pago en años de la deuda que sirvió de nexo
para poder sacar los plazos de concesión adecuados a la propuesta.
A pesar de que para velocidades cercanas a 4,8 m/s, que significa un
bajo factor de planta del 8,8% , los ingresos por la Generación Eólica
como Villonaco superaron notablemente los ingresos que percibirían los
generadores térmicos como Catamayo en durante la misma generación.
Para llegar a la determinación de la sensibilidad de factores financieros
y/o económicos en inversiones de carácter Eólico, se vio la necesidad de
simular casos reales de generación eólica en Ecuador. Para lo cual se
tuvo que implementar un simulador económico propio hecho en Excel
conjuntamente con Matlab, pese a no estar dentro del alcance de la
tesis.
Gracias a la generación eólica, se puede disminuir los elevados costos
de operación y mantenimiento del sistema nacional Interconectad de, en
otras palabras de la energía no suministrado; ya que puede gestionar
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MARCO REMUNERATIVO PARA GENERACION EOLICA EN ECUADOR
Autor: Adrián Criollo
167
una porción de la demanda a servirse con generación renovable.
Se recomienda que para para trabajos futuros, se deba analizar; dentro
del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), como remunerar en forma
separada la potencia (PRPD), y la energía (KWh) de la generación
eólica; debido a que el viento es intermitente y no podemos tener
reservas de este recurso al momento que dicha central fuera llamada a
despachar.
Hay que recordar al lector, que no solo la energía Eólica es renovable,
sino también la Biomasa, Fotovoltaica, térmica solar, son de especial
importancia para cubrir la demanda sobre todo en periodos secos en que
la demanda en las horas de punta requiere ser satisfecha con
generación térmica más cara.
Analizar los precios de la energía eólica, ha implicado hacer un análisis
de Flujo de Caja y esto conlleva a realizar un análisis de sensibilidad
para saber si nuestra propuesta tiene falencias o sigue su rumbo
planteado que es permitir que un proyecto eólico en Ecuador tenga la
aceptación del sector público como privado.
El obstáculo que se presenta cuando analizamos el tema de precios es
buscar el dinero para llevar a cabo los proyectos; dado que los
proyectos tienen un retorno de dinero lento, estos precios calan hacia
una deuda tarifaria; sabemos que existe un déficit tarifario en ecuador
entre generación y distribución el cual albergaría aún más los montos
generados por este tipo de proyectos.
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MARCO REMUNERATIVO PARA GENERACION EOLICA EN ECUADOR
Autor: Adrián Criollo
168
Las centrales eólicas que logran despachar toda su energía a la red
eléctrica tienen una disponibilidad promedio en las horas punta que
puede ser muy aproximada por el factor de planta cuando los niveles de
penetración son bajos hacia el sistema tal es el Caso de Ecuador que
recién para el 2020, apuntaría a tener su matriz energética con 0,2% de
generación eólica.
Los mecanismos formales para incentivar la generación eólica son
muchos, el no seleccionar un mecanismo eficiente, se podrían
desperdiciar partidas presupuestarias destinadas para los ministerios en
este caso de sectores estratégicos subsecretaria renovables; dando un
bajo crecimiento en utilidades al sector público.
No hay que olvidar que este tipo de tecnología Eólica, en la mayoría de
proyectos se encuentra en la parte Rural, no obstante, si no hay un
estudio de socialización del proyecto a construir con los moradores del
lugar, indicando los logros y las posibles desventajas se vendrían al
término de la puesta en marcha existirían problemas en su fase de
construcción y problemas en su operación.
El código de la producción de la Ley de Régimen del Sector Interno,
considerara que el impuesto de exoneración al impuesto a la renta en el
sector público en inversión de energías renovables, convierte de manera
desigual la competencia para la promoción de la Energía Eólica con un
inversor privado, debido a que este rubro causa egresos en los Flujos de
Caja.
Llevar como una posible solución el apagón de Centrales Térmicas de
poca generación en el Orden de los 1 a 15 MW de potencia instalada
,ayudara a cubrir los déficits que causan los precios en este documento
propuesto por ejemplo de 0,13 usd/kwh; no con eso decimos que ya
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169
deberíamos apagar todas las centrales térmicas. Dado que implica que
estaríamos delegando a la generación eólica todo el tiempo; pero como
sabemos el viento es un recurso muy estocástico.
Cuando lleguemos al 2028 tendremos que analizar si el precio que rige a
las centrales convencionales cubre los costos de generación eólica
Debido que la regulación actual dice claramente que el precio de la
generación eólica durara solo 15 años partir del 2013.Se sabe que para
el 2020 la generación eólica será del 0,57% de capacidad instalada
nacional, para ello se estima un valor medio de costos de las centrales
convencionales de 4Cusd/kwh en comparación con lo que hoy se paga
a la generación eólica de 9,13cusd/kwh .Sera que las centrales eólicas
ya no podrán generar?.
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ANEXOS
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175
Fecha Hora Vmedia 40m DS 40m Vmin 40m Vmax 40m
Vmedia 40m DS 40m
04/01/2004 00:00 19,413 1,443 15,586 24,673 19,026 1,186
07/01/2004 00:10 20,157 1,634 15,531 23,915 19,841 1,574
10/01/2004 00:20 20,246 1,446 16,182 23,14 20,017 1,424
13/01/2004 00:30 19,909 1,176 15,591 22,118 19,534 1,267
16/01/2004 00:40 19,316 1,269 15,329 22,908 18,917 1,33
19/01/2004 00:50 18,623 1,318 15,421 21,311 18,258 1,247
22/01/2004 01:00 18,539 1,554 14,034 21,594 18,312 1,443
25/01/2004 01:10 18,472 1,353 14,949 21,061 18 1,258
28/01/2004 01:20 18,983 1,163 14,299 21,232 18,585 1,18
31/01/2004 01:30 20,702 1,317 17,091 23,547 20,404 1,158
03/02/2004 01:40 20,673 1,349 15,73 23,73 20,241 1,367
06/02/2004 01:50 21,048 1,198 17,883 23,312 20,66 1,286
09/02/2004 02:00 21,863 1,04 19,4 23,87 21,477 1,163
12/02/2004 02:10 20,769 1,218 17,605 23,127 20,401 1,157
15/02/2004 02:20 20,202 1,056 16,965 22,504 19,831 1,026
18/02/2004 02:30 20,783 1,054 17,473 23,547 20,576 0,991
21/02/2004 02:40 20,315 1,049 17,441 22,737 19,676 1,145
24/02/2004 02:50 21,017 1,111 18,466 23,258 20,609 1,019
27/02/2004 03:00 21,446 1,269 18,175 24,103 21,14 1,276
01/03/2004 03:10 21,136 1,299 16,61 23,745 20,851 1,176
04/03/2004 03:20 20,228 0,981 16,902 22,088 19,951 0,965
07/03/2004 03:30 21,113 1,378 16,582 23,543 20,707 1,337
10/03/2004 03:40 21,255 1,235 18,119 23,81 20,89 1,305
13/03/2004 03:50 21,356 0,965 17,672 23,431 20,946 1,105
16/03/2004 04:00 21,462 1,222 17,933 24,493 21,104 1,153
19/03/2004 04:10 20,573 1,092 17,809 22,888 20,345 1,019
22/03/2004 04:20 20,654 1,088 15,937 22,967 20,431 1,003
25/03/2004 04:30 20,512 0,934 18,24 22,779 20,259 0,901
28/03/2004 04:40 20,983 0,823 18,924 23,006 20,588 0,946
31/03/2004 04:50 20,744 1,008 18,206 22,671 20,401 1,105
03/04/2004 05:00 20,533 1,012 16,704 22,687 20,146 0,98
06/04/2004 05:10 20,769 0,862 18,125 22,613 20,358 0,802
09/04/2004 05:20 21,461 1,114 18,516 23,543 21,098 1,252
12/04/2004 05:30 21,273 0,986 17,625 23,451 20,907 0,991
15/04/2004 05:40 20,858 1,04 17,906 23,535 20,459 1,117
18/04/2004 05:50 19,841 1,063 16,571 21,912 19,373 1,167
21/04/2004 06:00 19,467 1,052 16,899 21,782 19,115 1,044
24/04/2004 06:10 19,514 1,111 16,819 21,984 19,018 1,248
27/04/2004 06:20 18,929 1,226 14,478 20,927 18,662 1,197
30/04/2004 06:30 20,171 1,308 16,565 22,718 19,831 1,24
ANEXO 1: DATOS DE LA TORRE 1WILOG VILLONACO PERIODO 04-01-04 AL 07-11-04
UNIVERSIDAD POLITECNICA SALESIANA
MARCO REMUNERATIVO PARA GENERACION EOLICA EN ECUADOR
Autor: Adrián Criollo
176
03/05/2004 06:40 19,518 1,035 16,945 21,752 19,236 0,996
06/05/2004 06:50 20,033 1,335 16,7 23,647 19,712 1,37
09/05/2004 07:00 19,025 1,152 16,369 22,047 18,807 1,157
12/05/2004 07:10 20,329 1,232 15,635 23,221 19,97 1,301
15/05/2004 07:20 19,173 1,056 16,766 22,207 19,022 1,175
18/05/2004 07:30 18,798 1,444 14,162 22,294 18,507 1,373
21/05/2004 07:40 18,885 1,686 15,393 22,539 18,662 1,584
24/05/2004 07:50 18,713 1,348 15,866 22,013 18,393 1,173
27/05/2004 08:00 18,745 1,706 14,202 24,123 18,233 1,713
30/05/2004 08:10 19,991 1,737 16,136 23,737 19,528 1,429
02/06/2004 08:20 20,042 1,54 14,363 23,859 19,702 1,546
05/06/2004 08:30 20,775 2,292 15,411 25,923 20,761 2,061
08/06/2004 08:40 21,401 1,792 15,14 25,283 21,018 1,862
11/06/2004 08:50 22,049 1,37 18,638 25,109 21,536 1,319
14/06/2004 09:00 20,806 1,948 15,681 25,357 20,586 1,635
17/06/2004 09:10 19,692 1,808 14,491 24,104 19,38 1,629
20/06/2004 09:20 20,481 1,684 13,932 23,4 20,023 1,554
23/06/2004 09:30 20,909 1,445 17,011 23,587 20,367 1,426
26/06/2004 09:40 20,865 1,54 16,03 24,53 20,275 1,448
29/06/2004 09:50 20,524 1,972 14,933 25,239 20,063 1,852
02/07/2004 10:00 21,337 1,719 16,087 24,909 20,883 1,494
05/07/2004 10:10 21,092 1,359 17,308 24,189 20,723 1,448
08/07/2004 10:20 20,675 1,927 14,829 25,896 20,326 1,683
11/07/2004 10:30 20,34 1,665 14,608 24,18 19,912 1,65
14/07/2004 10:40 20,334 1,472 16,483 24,477 19,891 1,468
17/07/2004 10:50 20,262 2,041 13,588 24,672 19,94 1,931
20/07/2004 11:00 19,665 1,764 15,036 23,46 19,278 1,75
23/07/2004 11:10 19,014 1,889 14,679 24,213 18,76 1,574
26/07/2004 11:20 17,758 2,187 13,89 22,538 17,423 2,012
29/07/2004 11:30 17,769 1,617 14,316 22,5 17,424 1,813
01/08/2004 11:40 18,148 1,839 13,531 21,612 17,746 1,754
04/08/2004 11:50 18,634 1,473 14,421 21,886 18,216 1,292
07/08/2004 12:00 18,232 1,754 12,921 22,248 17,94 1,498
10/08/2004 12:10 18,237 1,725 13,523 21,864 17,734 1,474
13/08/2004 12:20 17,438 1,783 12,006 22,183 17,13 1,603
16/08/2004 12:30 17,645 1,518 13,183 20,793 17,116 1,32
19/08/2004 12:40 17,059 1,931 13,126 21,995 16,814 1,882
22/08/2004 12:50 18,692 1,366 14,691 22,51 18,284 1,447
25/08/2004 13:00 18,237 1,774 13,416 22,622 17,878 1,637
28/08/2004 13:10 18,195 1,407 13,81 20,899 17,963 1,273
31/08/2004 13:20 17,475 1,746 13,73 22,202 17,27 1,64
03/09/2004 13:30 18,251 1,829 13,74 24,008 17,933 1,479
06/09/2004 13:40 19,364 1,643 14,608 23,179 18,988 1,527
09/09/2004 13:50 19,2 1,858 13,147 23,587 18,778 1,783
12/09/2004 14:00 19,426 1,511 13,89 23,138 18,839 1,526
15/09/2004 14:10 19,082 1,302 15,612 22,446 18,566 1,34
18/09/2004 14:20 18,511 1,551 13,556 21,453 17,989 1,491
21/09/2004 14:30 17,075 1,766 12,003 21,517 16,723 1,666
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MARCO REMUNERATIVO PARA GENERACION EOLICA EN ECUADOR
Autor: Adrián Criollo
177
24/09/2004 14:40 15,845 1,33 12,275 18,613 15,703 1,188
27/09/2004 14:50 15,566 1,178 12,314 18,979 15,306 1,042
30/09/2004 15:00 16,196 1,179 13,122 19,721 16,076 1,236
03/10/2004 15:10 16,16 1,33 12,922 19,071 15,803 1,282
06/10/2004 15:20 16,637 1,598 12,225 19,807 16,3 1,515
09/10/2004 15:30 16,785 1,572 11,916 20,924 16,452 1,397
12/10/2004 15:40 15,36 1,157 11,992 18,162 15,056 1,131
15/10/2004 15:50 15,276 1,055 12,056 18,751 15,048 1,038
18/10/2004 16:00 14,455 0,999 11,301 16,934 14,205 0,985
21/10/2004 16:10 13,947 0,932 11,563 16,12 13,589 0,863
24/10/2004 16:20 13,81 1,062 11,313 16,304 13,499 0,939
27/10/2004 16:30 14,965 1,015 11,561 17,304 14,732 1,016
30/10/2004 16:40 14,162 0,752 12,043 16,193 13,848 0,729
02/11/2004 16:50 15,246 1,236 12,164 18,165 14,927 1,176
04/11/2004 17:00 15,052 1,059 11,967 18,736 14,561 1,086
07/11/2004 17:10 14,856 1,087 10,69 17,164 14,546 1,069
Tabla 57 Datos de la torre 1wilong periodo 04-01-04 al 07-11-04
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ANEXO II TORRES DE MEDICION VILLONACO
TORRE VILLONACO 3 NRG 1624: 2003: PERIODO: 04/12/03 – 31/12/03 La torre se instaló con fecha 04 de diciembre del 2003. Se introdujo el offset en veletas de dirección con fecha 15 de diciembre del 2003 en dos veletas de dirección: V1 40metros: +78 grados. V2 20metros: +78 grados. Por lo tanto se debe corregir por software los datos de veletas de dirección, desde el 04 de diciembre del 2004, hasta el 15 de diciembre del 2004. 2004: PERIODO: 01/01/04 – 22/10/04 Los datos del canal 12 en el cual se encuentra instalado el sensor de humedad relativa, se deben eliminar por cuanto no existe una batería adicional que permita enviar las señales del sensor al data logger. Los datos del canal 11 en el cual se instaló el sensor de presión bp20, también deben ser eliminados por cuanto el sensor no estaba instalado con su batería adicional, y los datos no son los verdaderos. El sensor de temperatura también dejó de funcionar y los datos de temperatura también Con fecha 22 de octubre del 2004, se cambió el offset de las veletas de dirección de la siguiente manera: V1 40metros: +230 grados. V2 20metros: +230 grados. Con fecha xx de noviembre se procedió a eliminar el offset y slope de las veletas de dirección ya que se llegó a la conclusión de que están desconectadas, y se comprobó que marcaban cero. Con fecha 25 de enero del 2005, se procedió a desinstalar la torre de medición, dando por terminado el monitoreo en este punto.
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Villonaco 3 NRG 1624
Datum WGS84
Coordenadas: 17M 693 195 UTM 9 557 895
Altura 2707 msnm
Fecha inicio instalación: 24 de noviembre del 2003
Cantón (Municipio): Loja
Provincia: Loja
Figura 82 Logger NRG SYSTEMS
Logger Marca: NRG SYSTEMS
Modelo: SYMPHONIE con 6 entradas digitales y 6 entradas análogas.
S/N: 30901624
Intervalo de registro: 10 segundos Intervalo para promedio: 10 minutos.
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180
Figura 83 Estación de monitoreo de viento
Torre
Tubular 50 m: tubería de acero de 6” y 2mm de espesor
Marca: Proviento SA
Figura 84 Anemómetro 1 NRG
Anemómetro 1 Marca: NRG Modelo: 27106D/08234 S/N: 53854 TEST LETTER/POSITION: B 7 Calibración: OTECH ENGINEERING nº 15505 Slope: 0,7669 m/s / Hz Offset: 0,392 m/s Altura medición: 50 m NOTA: El anemómetro desapareció el martes 06 de abril del 2004 posiblemente por velocidades muy fuertes. Anemómetro 2 Marca: NRG Modelo: 27106D/08234
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S/N: 53854 TEST LETTER / POSITION: B 8 Calibración: OTECH ENGINEERING nº 15506 Slope: 0,7680 m/s / Hz Offset: 0,374 m/s Altura medición: 40 m Anemómetro 3 Marca: NRG Modelo: 27106D/08234, S/N: 53818 TEST LETTER/POSITION: C 2 Calibración: OTECH ENGINEERING nº 15507 Slope: 0,7613 m/s / Hz Offset: 0,343 m/s Altura medición: 30 m
Veleta 1,2,3
Figura 85 Veleta NRG 200P
Marca: NRG Modelo: 200P Precisión: Precisión Wind Direction Vane – 10K S/N: sin serie Calibración: no Slope: 0.351 Offset: +78.00 deg Altura medición: 50 m Veleta 2 Marca: NRG Modelo: 200P Precisión: Precisión Wind Direction Vane – 10K S/N: sin serie Calibración: no Slope: 0.351 Offset: +78.00 deg Altura medición: 30 m
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182
Figura 86 Temperatura NRG
Temperatura Marca: NRG Modelo: #110S S/N: Calibración: no Slope: 0.1356 Offset: -86.390 Altura medición: 2.5 METROS SOBRE EL NIVEL DEL TERRENO
Figura 87 Irradiación solar NRG
Irradiación solar Marca: NRG Modelo: LI-200SZ S/N: PY42683 Calibración: si slope:1.32 offset:0 Altura medición: 3 m.
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183
Figura 88 Barómetro NRG BP20
Barómetro Marca: NRG Modelo: BP20 S/N: 18051851 Calibración: si Slope: 0.04255 kPa Offset: 65.675 kPa Altura medición: 2.0 METROS SOBRE EL NIVEL DEL TERRENO *ESTA DESCONECTADO Y LAS LECTURAS OBTENIDAS NO SE LAS CONSIDERA VALIDAS
Figura 89 Humedad Relativa NRG RH 5V
Humedad Relativa
Marca: NRG Modelo: RH 5V S/N: sin serie Calibración: no slope:0.098 offset:0 Altura medición: 3 m. fecha: 09 DE SEPTIEMBRE DEL 2004
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184
ANEXOS III
Sensibilidad al nivel de apalancamiento; Las celdas de la Columna Propio
Externo en Color verde indican el punto neutral del proyecto Base Villonaco;
los demás valores indican el rango de variación.
INGRESOS=MERCADO SPOT
Propio/Externo TIR VAN
5/95 21,39% $ 11.356.368,58
10/90 22,78% $ 12.754.791,44
20/80 25,71% $ 15.551.637,16
21,95/78,05 26,31% $ 16.097.022,07
30/70 28,84% $ 18.348.482,87
50/50 35,66% $ 23.942.174,31
80/20 46,96% $ 32.332.711,46
100/0 55,00% $ 37.926.402,89
$ -
$ 5.000.000,00
$ 10.000.000,00
$ 15.000.000,00
$ 20.000.000,00
$ 25.000.000,00
$ 30.000.000,00
$ 35.000.000,00
$ 40.000.000,00
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
5/95 10/90 20/8021,95/78,0530/70 50/50 80/20 100/0
VA
N (
USD
)
TIR
Propio/externo
Variación financiamiento propio v/s TIR y VAN
TIR VAN
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185
Sensibilidad al nivel de apalancamiento porcentaje de interés en el préstamo
TIR VAN
3,0% 29,53% $ 18.611.570,68
5,0% 26,31% $ 16.097.022,07
7,0% 23,38% $ 13.582.473,47
10,0% 19,52% $ 9.810.650,56
12% 17,28% $ 7.296.101,95
Sensibilidad al pago de la deuda
Pago deuda (años)
TIR VAN
4 15,69% $ 8.167.051,18
6 17,24% $ 9.983.742,87
10 20,86% $ 12.930.846,73
12 22,78% $ 14.127.818,97
16 26,31% $ 16.097.022,07
20 29,08% $ 17.626.858,14
$ -
$ 2.000.000,00
$ 4.000.000,00
$ 6.000.000,00
$ 8.000.000,00
$ 10.000.000,00
$ 12.000.000,00
$ 14.000.000,00
$ 16.000.000,00
$ 18.000.000,00
$ 20.000.000,00
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
3,0% 5,0% 7,0% 10,0% 12%
VA
N (
USD
)
TIR
Propio/externo
Variación interes anual v/s TIR y VAN
Series1
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186
Sensibilidad con respecto a la Tasa de descuento
Tasa de descuento
VAN
4% $ 48.649.290,18
6% $ 36.840.206,34
8% $ 27.987.876,38
10% $ 21.266.063,74
12% $ 16.097.022,07
14% $ 12.072.464,23
$ - $ 2.000.000,00 $ 4.000.000,00 $ 6.000.000,00 $ 8.000.000,00 $ 10.000.000,00 $ 12.000.000,00 $ 14.000.000,00 $ 16.000.000,00 $ 18.000.000,00 $ 20.000.000,00
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
4 6 10 12 16 20
VA
N (
USD
)
TIR
Años
Variación plazo de pago deuda v/s TIR y VAN VILLONACO
TIR
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187
Sensibilidad al periodo de la Amortización
Años amortización
TIR VAN
8 30,55% $ 18.211.010,30
12 27,83% $ 17.014.477,37
16 26,31% $ 16.097.022,07
20 25,34% $ 15.384.268,68
Sensibilidad a porcentaje de la inflación
0
10.000.000
20.000.000
30.000.000
40.000.000
50.000.000
60.000.000
4% 6% 8% 10% 12% 14%
VA
N (
USD
)
Tasa Descuento
Variación de la tasa de descuento v/s VAN
VAN
$ 13.500.000,00 $ 14.000.000,00 $ 14.500.000,00 $ 15.000.000,00 $ 15.500.000,00 $ 16.000.000,00 $ 16.500.000,00 $ 17.000.000,00 $ 17.500.000,00 $ 18.000.000,00 $ 18.500.000,00
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
8 12 16 20
VA
N (
USD
)
TIR
Años Amortizacion
Variación periodo de amortización v/s TIR y VAN ECUADOR
TIR VAN
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188
Inflación TIR VAN
1 20,22% $ 7.417.992,35
2,5 23,33% $ 11.427.397,26
4 26,31% $ 16.097.022,07
6 30,11% $ 23.573.742,75
8 33,76% $ 32.828.477,77
TARIFA PROPUESTA A: TARIFA 1g; REGULADA SIN INGRESOS DE CERS.
Sensibilidad al nivel de Apalancamiento. Interno/externo (Préstamo) Las celdas
de Color verde indican el punto neutral del proyecto Base Villonaco; los demás
valores indican el rango de variación
INGRESOS=TARIFA REGULADA
Propio/Externo TIR VAN
5/95 11,77% $ (264.237,61)
10/90 13,02% $ 1.134.185,25
20/80 15,71% $ 3.931.030,96
21,95/78,05 16,26% $ 4.476.415,88
30/70 18,64% $ 6.727.876,68
50/50 25,24% $ 12.321.568,11
80/20 36,69% $ 20.712.105,26
100/0 45,02% $ 26.305.796,69
$ (5.000.000,00)
$ -
$ 5.000.000,00
$ 10.000.000,00
$ 15.000.000,00
$ 20.000.000,00
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
1 2,5 4 6 8
VA
N (
USD
)
TIR
Inflación
Variación de la inflación de amortización v/s TIR y VAN ECUADOR
TIR VAN
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189
Sensibilidad al porcentaje de préstamo de Interés.
Interés anual TIR VAN
3,0% 19,11% $ 6.990.964,48
5,0% 16,26% $ 4.476.415,88
7,0% 13,75% $ 1.961.867,27
10,0% 10,54% $ (1.809.955,64)
12% 8,71% $ (4.324.504,24)
$ (5.000.000,00)
$ -
$ 5.000.000,00
$ 10.000.000,00
$ 15.000.000,00
$ 20.000.000,00
$ 25.000.000,00
$ 30.000.000,00
0%
10%
20%
30%
40%
50%
5/95 10/90 20/8021,95/78,0530/70 50/50 80/20 100/0
VA
N (
USD
)
TIR
Propio/externo
Variación financiamiento propio v/s TIR y VAN
Series1
$ (6.000.000,00)
$ (4.000.000,00)
$ (2.000.000,00)
$ -
$ 2.000.000,00
$ 4.000.000,00
$ 6.000.000,00
$ 8.000.000,00
0%
5%
10%
15%
20%
25%
3,0% 5,0% 7,0% 10,0% 12%
VA
N (
USD
)
TIR
Propio/externo
Variación interes anual v/s TIR y VAN
Series1
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190
Sensibilidad al nivel pago de la deuda en años.
Pago deuda (años) TIR VAN
4 10,35% $ (3.453.555,01)
6 11,10% $ (1.636.863,33)
10 12,93% $ 1.310.240,53
12 13,99% $ 2.507.212,77
16 16,26% $ 4.476.415,88
20 18,45% $ 6.006.251,94
Sensibilidad a la Tasa de descuento: Tarifa 1
Tasa de descuento VAN
4% $ 24.585.890,20
6% $ 17.192.629,25
8% $ 11.712.178,25
10% $ 7.599.746,59
12% $ 4.476.415,88
14% $ 2.075.932,59
$ (4.000.000,00)
$ (2.000.000,00)
$ -
$ 2.000.000,00
$ 4.000.000,00
$ 6.000.000,00
$ 8.000.000,00
0%
5%
10%
15%
20%
4 6 10 12 16 20
VA
N (
USD
)
TIR
Años
Variación plazo de pago deuda v/s TIR y VAN VILLONACO
TIR
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191
Sensibilidad respecto años de amortización con Tarifa 1 Propuesta.
Años amortización TIR VAN
8 19,42% $ 6.590.404,10
12 17,44% $ 5.393.871,17
16 16,26% $ 4.476.415,88
20 15,46% $ 3.763.662,48
0
5.000.000
10.000.000
15.000.000
20.000.000
25.000.000
30.000.000
4% 6% 8% 10% 12% 14%
VA
N (
USD
)
Tasa Descuento
Variación de la tasa de descuento v/s VAN
VAN
$ -
$ 1.000.000,00
$ 2.000.000,00
$ 3.000.000,00
$ 4.000.000,00
$ 5.000.000,00
$ 6.000.000,00
$ 7.000.000,00
0%
5%
10%
15%
20%
25%
8 12 16 20
VA
N (
USD
)
TIR
Años Amortizacion
Variación periodo de amortización v/s TIR y VAN ECUADOR
TIR VAN
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192
Sensibilidad respecto porcentaje de inflación de Ecuador de amortización con
Tarifa 1 Propuesta.
Inflación TIR VAN
1 9,90% $ (1.785.700,70)
2,5 13,17% $ 1.111.440,12
4 16,26% $ 4.476.415,88
6 20,15% $ 9.848.679,00
8 23,86% $ 16.479.446,18
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ANEXOS IV
COMANDOS EN MATLAB PARA REALIZAR EXPORTACION DE DATOS
DESDE EXCEL, GRAFICACION DE TIR%, INTERPOLACION POLINOMIAL N,
CURVA PRECIO PLAZO
%Leemos los datos del Flujo de Caja desde excel e importa a matlab en %varibles clc TD=xlsread('FLUJOS DE CAJA RESULTOS
VILLONACO.xlsx','hoja1','D110:D130'); TIEMPO=xlsread('FLUJOS DE CAJA RESULTOS
VILLONACO.xlsx','hoja1','E110:E130'); TIR1=xlsread('FLUJOS DE CAJA RESULTOS
VILLONACO.xlsx','hoja1','F110:F130'); TIR2=xlsread('FLUJOS DE CAJA RESULTOS
VILLONACO.xlsx','hoja1','H110:H130'); TIR3=xlsread('FLUJOS DE CAJA RESULTOS
VILLONACO.xlsx','hoja1','J110:J130'); TIR4=xlsread('FLUJOS DE CAJA RESULTOS
VILLONACO.xlsx','hoja1','L110:L130'); TIR5=xlsread('FLUJOS DE CAJA RESULTOS
VILLONACO.xlsx','hoja1','N110:N130'); TIR6=xlsread('FLUJOS DE CAJA RESULTOS
VILLONACO.xlsx','hoja1','P110:P130'); TIR7=xlsread('FLUJOS DE CAJA RESULTOS
VILLONACO.xlsx','hoja1','R110:R130'); TIR8=xlsread('FLUJOS DE CAJA RESULTOS
VILLONACO.xlsx','hoja1','T110:T130'); TIR9=xlsread('FLUJOS DE CAJA RESULTOS
VILLONACO.xlsx','hoja1','V110:V130'); TIR10=xlsread('FLUJOS DE CAJA RESULTOS
VILLONACO.xlsx','hoja1','X110:X130'); TIR11=xlsread('FLUJOS DE CAJA RESULTOS
VILLONACO.xlsx','hoja1','Z110:Z130'); TIR12=xlsread('FLUJOS DE CAJA RESULTOS
VILLONACO.xlsx','hoja1','AB110:AB130'); %plot(TIEMPO,TIR1,TIEMPO,TIR2,TIEMPO,TIR3,TIEMPO,TIR4,TIEMPO,TIR5,TIEMP
O,TIR6,TIEMPO,TIR7,TIEMPO,TIR8,TIEMPO,TIR9,TIEMPO,TIR10,TIEMPO,TIR11,TI
EMPO,TIR12,TIEMPO,TD) grid on %t = [1 2 3 4 5]; %m = [3 5 7 5 6]; p1 = polyfit (TIEMPO, TIR1,5); p2 = polyfit (TIEMPO, TIR2,5); p3 = polyfit (TIEMPO, TIR3,5); p4 = polyfit (TIEMPO, TIR4,5); p5 = polyfit (TIEMPO, TIR5,5); p6 = polyfit (TIEMPO, TIR6,5); p7 = polyfit (TIEMPO, TIR7,5); p8 = polyfit (TIEMPO, TIR8,5); p9 = polyfit (TIEMPO, TIR9,5);
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p10 = polyfit (TIEMPO, TIR10,5); p11 = polyfit (TIEMPO, TIR11,5); p12 = polyfit (TIEMPO, TIR12,5); f = polyval (p1, TIEMPO); %f = polyval (p, x) %m=poly(f) %plot (TIEMPO, TIR1, 'o',TIEMPO, f,'-')
x=1:0.001:100;
%z=polyval(p,2488); for i=1:x
y1=polyval(p1,x); y2=polyval(p2,x); y3=polyval(p3,x); y4=polyval(p4,x); y5=polyval(p5,x); y6=polyval(p6,x); y7=polyval(p7,x); y8=polyval(p8,x); y9=polyval(p9,x); y10=polyval(p10,x); y11=polyval(p11,x); y12=polyval(p12,x);
end [m1 i1]=min(abs(y1-7.63)); [m2 i2]=min(abs(y2-7.63)); [m3 i3]=min(abs(y3-7.63)); [m4 i4]=min(abs(y4-7.63)); [m5 i5]=min(abs(y5-7.63)); [m6 i6]=min(abs(y6-7.63)); [m7 i7]=min(abs(y7-7.63)); [m8 i8]=min(abs(y8-7.63)); [m9 i9]=min(abs(y9-7.63)); [m10 i10]=min(abs(y10-7.63)); [m11 i11]=min(abs(y11-7.63)); [m12 i12]=min(abs(y12-7.63));
x1=x(i1) x2=x(i2) x3=x(i3) x4=x(i4) x5=x(i5) x6=x(i6) x7=x(i7) x8=x(i8) x9=x(i9) x10=x(i10) x11=x(i11) x12=x(i12) y1=polyval(p1,x1) y2=polyval(p2,x2)
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pr=[2.87 2.97 3 1.98 1.50 1.20 1 0.90 0.80 0.70 0.60 0.50]
X=[x1 x2 x3 x4 x5 x6 x7 x8 x9 x10 x11 x12] subplot(2,2,1); plot(TIEMPO,TIR1,TIEMPO,TIR2,TIEMPO,TIR3,TIEMPO,TIR4,TIEMPO,TIR5,TIEMPO
,TIR6,TIEMPO,TIR7,TIEMPO,TIR8,TIEMPO,TIR9,TIEMPO,TIR10,TIEMPO,TIR11,TIE
MPO,TIR12,TIEMPO,TD) grid on %axis([xmin xmax ymin ymax]) title('CURVA FIJACION PLAZO TIR VS T') xlabel('Tiempo[años]') ylabel('TIR[%]') legend1('TIR'); grid on subplot(2,2,2); plot(TIEMPO,f) title('AJUSTE POR REGRESION N=6') xlabel('Tiempo[años]') ylabel('TIR[%]') grid on subplot(2,2,3); plot(X,pr) title('CURVA PRECIO PLAZO') xlabel('Tiempo[años]') ylabel('PRECIO [usd/gal]') %h=(x12-x11)/(x11)*100 g=1:1:12 for j=2:12 z=(X(j)-X(j-1))/X(j)*100; end minimavariacion=min(abs(z)) [minimo,indice]=min((abs(z))); precio=pr(indice);
disp('El precio de minima variacion es') disp(precio)
Codigo para obtnere medi y moda
x=[1.65 1.82 1.72 1.75 1.73 1.85 1.90 1.74 1.76 1.77]; ans=1.7690 std(x) ans=0.0713
Función de distribución de Weibull
Para realizar esto en Matlab se ha creado el siguiente código :
c=1; K=[1.2 1.6 2.0 2.4 2.8]; colores=['r' 'b' 'k' 'g' 'm']; f=@(k,x) (k/c)*((x/c).^(k-1)).*exp(-(x/c).^k); x=linspace(0,2.5,100); hold on for i=1:length(K) plot(x,f(K(i),x),colores(i),'displayName',num2str(K(i))) end ylim([0 1.2])
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xlabel('x') ylabel('f(x)') title('Función de Weibull') legend('-DynamicLegend','location','NorthEast') hold off
Para la comprobación tenemos el siguiente código en Matlab:
k=2.8;c=1; f=@(x) (k/c)*((x/c).^(k-1)).*exp(-(x/c).^k); quad(f,0,3) %area bajo la curva f(x) g=@(x) x.*f(x); quad(g,0,3) %valor medio c*gamma(1+1/k) %valor medio
Ajuste No Lineal clear,clc velocidad=xlsread('WhiteDeer2013','Mar','F2:F745'); %interpolar si es necesario if any(isnan(velocidad)) %si hay algún NaN x=1:length(velocidad); i=find(~isnan(velocidad)); velocidad=interp1(x(i),velocidad(i),x); end %histograma x=0.5:1:max(velocidad); horas=hist(velocidad,x);
%convierte a frecuencias y ajusta a la función de Weibull frec=horas/sum(horas);
f=@(a,x) (a(1)/a(2))*((x/a(2)).^(a(1)-1)).*exp(-(x/a(2)).^a(1)); a0=[2 8]; %valor inicial de los parámetros af=nlinfit(x,frec,f,a0) hold on
%diagrama de frecuencias bar(x,frec,'c');
%representa la curva de ajuste x=linspace(0,max(velocidad),100); y=f(af,x); plot(x,y,'r')
title('Ajuste a la función Weibull') xlabel('Velocidad') ylabel('Frecuencia') hold off
Resolucion de Ajueste lineal de Weibull en Matlab:
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Este proceso lo podemos resolver en Matlab con el siguiente código:
%histograma x=0.5:1:max(velocidad40); horas=hist(velocidad40,x); frec=horas/sum(horas); %frecuencias %convierte a frecuencias acumuladas y ajusta a una línea recta fcum=cumsum(frec); z=log(-log(1-fcum)); z(length(z))=[]; u=log(x); u(length(z))=[]; p=polyfit(u,z,1) %p(1) es la pendiente y p(2) es la ordenada en el
origen hold on %representa la juste plot(u,z,'ro','markersize',4,'markerfacecolor','r') z=p(1)*u+p(2); plot(u,z,'b') title('Ajuste lineal') xlabel('x') ylabel('y') %% %representación gráfica de frecuencias y función de Weibull figure k=p(1) c=exp(-p(2)/k) f=@(x) (k/c)*((x/c).^(k-1)).*exp(-(x/c).^k); %función de Weibull hold on %diagrama de barras bar(x,frec,'c'); %representa la curva de juste x=linspace(0,max(velocidad),100); plot(x,f(x),'r') title('Ajuste a la función Weibull') xlabel('Velocidad') ylabel('Frecuencia') hold off
Rosa de Vientos en Villonaco con Matlab:
%diagrama polar figure(1) angulo = angulo * pi/180; rose(angulo) hline = findobj(gca,'Type','line'); set(hline,'LineWidth',1.5) title('Direcciones del viento')
%____________________________________________________________________________
__
%%Energia suminstrada por un AEROGENERADOR DESDE UNA BASE DE DATOS
EXCEL clear,clc potencia=xlsread('pc_acciona','AW 70-1500 Class I','B2:B52'); x=0:0.5:25; %velocidad
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hold on plot(x,potencia,'ro','markersize',2,'markerfacecolor','r') plot(x, potencia,'b') title('Curva de potencia de un aerogenerador'); ylim([-10 1550]) xlabel('velocidad') ylabel('potencia') grid on hold off