ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

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1 ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA ESQUEMA BILATERAL PARA EL INTERCAMBIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA ECUADOR-PERÚ PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO ELÉCTRICO ABRIL CARVAJAL EDWIN FABIÁN DIRECTOR: DR. VÍCTOR HINOJOSA Quito, marzo de 2008

2 I DECLARACIÓN Yo Edwin Fabián Abril Carvajal, declaro bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentada para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento. A través de la presente declaración cedo mis derechos de propiedad intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normatividad institucional vigente. Edwin Fabián Abril Carvajal

3 II CERTIFICACIÓN Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Edwin Fabián Abril Carvajal, bajo mi supervisión. Dr. Víctor Hinojosa DIRECTOR DEL PROYECTO

4 III Las personas a quien más debo agradecer es a mi familia. Mis padres Carlos y Rosario, quienes me han apoyado en cada decisión que he tomado en mi vida y siempre con una confianza ciega en mí. A ellos va dedicada esta tesis.

5 IV AGRADECIMIENTOS Este último año ha sido para mi el más importante, intenso y fascinante de mi trayectoria universitaria. En este tiempo tuve la enorme suerte y satisfacción de conocer y trabajar con personas que me ayudaron de una forma u otra en la consecución del presente proyecto de titulación y a las que estoy profundamente agradecido. Aunque el hecho de exponer una lista de personas siempre supone el riesgo de olvidar a alguna de ellas, si quisiera hacer una especial mención de agradecimiento para las siguientes personas. En primer lugar, mi más amplio agradecimiento al Dr. Víctor Hugo Hinojosa, Director de esta tesis, por su valiosa dirección y conclusión del mismo. A él quisiera francamente agradecerle por la oportunidad y confianza que depositó en mi. De manera especial quisiera darle las gracias al Ing. Julio Gómez, por abrirme las puertas de su oficina y atenderme con extrema amabilidad y paciencia mis consultas e inquietudes en cada momento, persona a la que realmente admiro por su generosidad profesional. Al Sr. Marco Pérez y a todo el personal de las diferentes áreas del Centro Nacional de Control y Energía -CENACE y al personal docente y administrativo de la Escuela Politécnica Nacional. En estos momentos me gustaría mencionar a Lastenia y Teresa Abril, quienes me acogieron en su hogar en el transcurso de mi adolescencia. Muchas gracias de todo corazón Marujita y Teresita. Al Dr. Manuel Cruz, Ing. Miguel Andrade e Ing. Santiago Espinosa, grandes amigos a quienes guardo aprecio por el empuje que siempre me contagiaron y al resto de mis amigos que hice fuera y dentro de la Universidad que merecen sin duda este recordatorio.

6 V CONTENIDO CAPÍTULO 1: INTRODUCCIÓN Y ALCANCE INTRODUCCIÓN OBJETIVOS OBJETIVO GENERAL OBJETIVOS PARTICULARES ALCANCE RESUMEN DEL TRABAJO CONTENIDO DE LA TESIS... 8 CAPÍTULO 2: INTEGRACIÓN ELÉCTRICA INTRODUCCIÓN MERCADO REGIONAL DE ENERGÍA ANTECEDENTES EL IMPACTO SOBRE LOS PRECIOS PILARES FUNDAMENTALES PROCESOS DE CREACIÓN REQUISITOS DE ESTABLECIMIENTO MERCADO ELÉCTRICO ANDINO ANTECEDENTES BASES JURÍDICAS MERCADO DE ENERGÍA DEL ECUADOR ANTECEDENTES MERCADO DE ENERGÍA DEL PERÚ ANTECEDENTES TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD: ANÁLISIS DE NORMATIVA CONELEC No. 002/ CAPÍTULO 3: BENEFICIOS DEL INTERCAMBIO DE ENERGÍA INTRODUCCIÓN COMERCIO INTERNACIONAL TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD... 48

7 VI 3.4 LAS RENTAS DE CONGESTIÓN CAPÍTULO 4: METODOLOGÍAS INTRODUCCIÓN METODOLOGÍA: DESPACHO BILATERAL ECUADOR-PERÚ ANTECEDENTES CURVAS DE OFERTA PRECIO O CARGO UMBRAL FORMACIÓN DE PRECIOS DESCRIPCIÓN DEL PROCEDIMIENTO DE LA PROPUESTA ANÁLISIS DE LA PROPUESTA METODOLOGÍA: DECISIÓN DE INTERCAMBIOS ECUADOR-PERÚ ANTECEDENTES DESCRIPCIÓN DEL PROCEDIMIENTO DE LA PROPUESTA ANÁLISIS DE LA PROPUESTA EJEMPLO DE APLICACIÓN PARA LA IMPORTACIÓN CAPÍTULO 5: ESTUDIO DE CASOS: IMPORTACIÓN/EXPORTACIÓN INTRODUCCIÓN PAÍS EN CONDICIÓN DE IMPORTACIÓN ANTECEDENTES CONSIDERACIONES INICIALES ANÁLISIS DE RESULTADOS COMPARACIÓN CON LA SITUACIÓN DE EMERGENCIA DE MACHALA DEL PAÍS EN CONDICIÓN DE EXPORTACIÓN ANTECEDENTES CONSIDERACIONES INICIALES ANÁLISIS DE RESULTADOS CAPÍTULO 6: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES CONCLUSIONES RECOMENDACIONES

8 VII REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ANEXOS ANEXO A: ALGORITMO PARA LA METODOLOGÍA DE DESPACHO BILATERAL ECUADOR-PERÚ ANEXO B: PROGRAMACIÓN DINÁMICA B.1 CARACTERÍSTICAS DE UN PROBLEMA DE PROGRAMACIÓN DINÁMICA ANEXO C: ALGORITMO PARA METODOLOGÍA DE DECISIÓN DE INTERCAMBIOS ECUADOR-PERÚ ANEXO D: OFERTA DE GENERACIÓN DEL SISTEMA ECUATORIANO Y PERUANO ANEXO E: DESPACHOS DE LOS MERCADOS ELÉCTRICOS (ECUATORIANO Y PERUANO) E.1 DESPACHO ECONÓMICO DIARIO PROGRAMADO DE ECUADOR Y COLOMBIA (AUTÓNOMO) E.2 DESPACHO ECONÓMICO DIARIO PROGRAMADO DE ECUADOR Y COLOMBIA (IMPORTACIÓN) E.3 DESPACHO ECONÓMICO DIARIO PROGRAMADO DE PERÚ (AUTÓNOMO) E.4 DESPACHO ECONÓMICO DIARIO PROGRAMADO DE PERÚ (EXPORTACIÓN) ANEXO F: RESULTADOS DE SIMULACIONES F.1 IMPORTACIÓN/EXPORTACIÓN (21-27 MAYO/2005) F.1.1 RESULTADOS PARA EL DÍA 21 DE MAYO DEL F.1.2 RESULTADOS PARA EL DÍA 22 DE MAYO DEL F.1.3 RESULTADOS PARA EL DÍA 23 DE MAYO DEL F.1.4 RESULTADOS PARA EL DÍA 24 DE MAYO DEL F.1.5 RESULTADOS PARA EL DÍA 25 DE MAYO DEL F.1.6 RESULTADOS PARA EL DÍA 26 DE MAYO DEL F.1.7 RESULTADOS PARA EL DÍA 27 DE MAYO DEL F.2 EXPORTACIÓN (JUNIO/2007) F.2.1 RESULTADOS PARA UN DÍA LABORABLE F.2.2 RESULTADOS PARA UN DÍA SEMILABORABLE

9 VIII F.2.3 RESULTADOS PARA UN DÍA NO LABORABLE ANEXO G: CÓDIGO FUENTE DE LOS PROGRAMAS PARA EL INTERCAMBIO BILATERAL DE ELECTRICIDAD G.1 METODOLOGÍA: DESPACHO BILATERAL ECUADOR-PERÚ G.2 METODOLOGÍA: DECISIÓN DE INTERCAMBIOS ECUADOR-PERÚ

10 IX LISTA DE FIGURAS Figura 1.1 Esquema de Organismos Andinos para el Sector Eléctrico... 2 Figura 2.1 Centrales e Interconexiones Internacionales Figura 2.2 Pilares fundamentales de integración Figura 2.3 Volumen de exportación/importación de Colombia, Ecuador, Perú y Venezuela Figura 2.4 Precios de Corto Plazo y de Contratos a Término de Colombia, Ecuador y Perú Figura 2.5 Estructura Institucional y funciones del MEM ecuatoriano Figura 2.6 Evolución de las transacciones económicas negociadas en el MEM ecuatoriano hasta septiembre del Figura 2.7 Actores que intervienen en el Mercado Eléctrico de Perú Figura 3.1 Equilibrio del Mercado Figura 3.2 Equilibrio del mercado exportador Figura 3.3 Áreas para el mercado exportador Figura 3.4 Equilibrio del mercado importador Figura 3.5 Áreas de beneficios para el Mercado importador Figura 3.6 Beneficios derivados de una TIE Figura 3.7 Perjuicios derivados de una TIE Figura 3.8 Beneficios netos derivados de una TIE Figura 4.1 Curvas de oferta Figura 4.2 Cargos asociados a la entrega de electricidad Figura 4.3 Curvas de oferta frente al cargo umbral Figura 4.4 Comparación de curvas de oferta Figura 4.5 Período horario para el Intercambio Bilateral de Energía, 21 de mayo del Figura 4.6 Beneficios económicos de Ecuador al importar energía, 21 de mayo del Figura 4.7 Beneficios económicos de Perú al exportar energía, 21 de mayo del Figura 5.1 Demandas radiales El Oro entre el 21 y 27 Mayo del

11 X Figura 5.2 Costos marginales ponderados del MEM ecuatoriano durante la semana del mayo del 2005 (antes y después de la importación) Figura 5.3 Costos marginales promedio del sistema peruano durante la semana del mayo del 2005 (antes y después de la exportación) Figura 5.4 Beneficio económico de Ecuador frente a la importación de electricidad desde Perú Figura 5.5 Beneficio económico de Perú frente a la exportación de electricidad hacia Ecuador Figura 5.6 Demanda radial de Zorritos para el período junio del Figura 5.7 Precios marginales ponderados del MEM ecuatoriano durante el período junio del 2007 (antes y después de la exportación) Figura 5.8 Cargos asociados a la exportación mes de junio del Figura 5.9 Beneficio económico de metodologías frente al caso de exportación de electricidad Figura A.1 Algoritmo para la Metodología Bilateral Ecuador-Perú Figura C.1 Grafo orientado Metodología de la Decisión de Intercambio Figura F.1 Períodos para la importación de electricidad desde Perú, 21 de mayo del Figura F.2 Beneficios económicos de Ecuador por importación de electricidad, 21 de mayo del Figura F.3 Beneficios económicos de Perú por exportación de electricidad, 21 de mayo del Figura F.4 Períodos para la importación de electricidad desde Perú, 22 de mayo del Figura F.5 Beneficios económicos de Ecuador por importación de electricidad, 22 de mayo del Figura F.6 Beneficios económicos de Perú por exportación de electricidad, 22 de mayo del Figura F.7 Períodos para la importación de electricidad desde Perú, 23 de mayo del Figura F.8 Beneficios económicos de Ecuador por importación de electricidad, 23 de mayo del

12 XI Figura F.9 Beneficios económicos de Perú por exportación de electricidad, 23 de mayo del Figura F.10 Períodos para la importación de electricidad desde Perú, 24 de mayo del Figura F.11 Beneficios económicos de Ecuador por importación de electricidad, 24 de mayo del Figura F.12 Beneficios económicos de Perú por exportación de electricidad, 24 de mayo del Figura F.13 Períodos para la importación de electricidad desde Perú, 25 de mayo del Figura F.14 Beneficios económicos de Ecuador por importación de electricidad, 25 de mayo del Figura F.15 Beneficios económicos de Perú por exportación de electricidad, 25 de mayo del Figura F.16 Períodos para la importación de electricidad desde Perú, 26 de mayo del Figura F.17 Beneficios económicos de Ecuador por importación de electricidad, 26 de mayo del Figura F.18 Beneficios económicos de Perú por exportación de electricidad, 26 de mayo del Figura F.19 Períodos para la importación de electricidad desde Perú, 27 de mayo del Figura F.20 Beneficios económicos de Ecuador por importación de electricidad, 27 de mayo del Figura F.21 Beneficios económicos de Perú por exportación de electricidad, 27 de mayo del Figura F.22 Períodos para la exportación de electricidad hacia Perú para un día laborable Figura F.23 Beneficios económicos de la exportación de electricidad para un día laborable Figura F.24 Períodos para la exportación de electricidad hacia Perú para un día semilaborable

13 XII Figura F.25 Beneficios económicos de la exportación de electricidad para un día semilaborable Figura F.26 Períodos para la exportación de electricidad hacia Perú para un día no laborable Figura F.27 Beneficios económicos de la exportación de electricidad para un día no laborable

14 XIII LISTA DE TABLAS Tabla 2.1 Exportaciones e importaciones de energía en el MER Tabla 2.2 Interconexiones Internacionales Menores MER Tabla 2.3 Interconexiones Internacionales Mayores MER Tabla 2.4 Centrales binacionales MER Tabla 3.1 Balance de excedentes para el mercado exportador Tabla 3.2 Balance de beneficios para el mercado importador Tabla 3.3 Rentas de congestión Ecuador-Colombia Tabla 4.1 Variables binarias en Restricciones Operativas - Decisión de Intercambio entre Ecuador y Perú Tabla 4.2 Datos iniciales para las simulaciones de Intercambio Bilateral, 21 de mayo del Tabla 4.3 Resultados de las simulaciones frente al Intercambio Bilateral de Energía, 21 de mayo del Tabla 5.1 Comparación de modelos Tabla C.1 Proceso Recursividad de avance (inicial) Tabla C.2 Proceso Recursividad de avance (final) Tabla D.1 Oferta de generación del sistema eléctrico ecuatoriano, Tabla D.2 Oferta de generación del sistema eléctrico ecuatoriano, Tabla D.3 Costos variables de producción del sistema eléctrico ecuatoriano, Tabla D.4 Costos variables de producción del sistema eléctrico ecuatoriano, Tabla D.5 Oferta de generación del sistema eléctrico peruano, Tabla D.6 Oferta de generación del sistema eléctrico peruano, Tabla D.7 Costos variables de producción del sistema eléctrico peruano, Tabla D.8 Costos variables de producción del sistema eléctrico peruano, Tabla E.1 Despacho Económico Diario Programado (Autónomo) de Ecuador y Colombia interconectados, 21 de mayo del Tabla E.2 Despacho Económico Diario Programado de Ecuador, Colombia y Perú interconectados, 21 de mayo del

15 XIV Tabla E.3 Despacho Económico Diario Programado de Perú (autónomo), 21 de mayo del Tabla E.4 Despacho Económico Diario Programado de Perú (exportación), 21 de mayo del Tabla F.1 Importación/Exportación de electricidad, 21 de mayo del Tabla F.2 Importación/Exportación de electricidad, 22 de mayo del Tabla F.3 Importación/Exportación de electricidad, 23 de mayo del Tabla F.4 Importación/Exportación de electricidad, 24 de mayo del Tabla F.5 Importación/Exportación de electricidad, 25 de mayo del Tabla F.6 Importación/Exportación de electricidad, 26 de mayo del Tabla F.7 Importación/Exportación de electricidad, 27 de mayo del Tabla F.8 Exportación de electricidad para un día laborable Tabla F.9 Exportación de electricidad para un día semilaborable Tabla F.10 Exportación de electricidad para un día no laborable

16 CAPÍTULO 1 1 Introducción y Alcance CAPÍTULO 1 INTRODUCCIÓN Y ALCANCE 1.1 INTRODUCCIÓN En los últimos años la economía mundial ha mostrado una tendencia a la integración de mercados debido a las ventajas comparativas y competitivas que esta estrategia ofrece y que apenas se están aprovechando. El sector eléctrico desempeña un importante papel dinámico en la economía de la gran mayoría de los países por ser quién genera, distribuye y comercializa parte de la energía eléctrica necesaria para poner en funcionamiento día a día empresas, hogares e infinidad de funciones que serían impensables de realizar sin este servicio. El sector eléctrico no es ajeno a este fenómeno y por esto su mercado muestra claras tendencias de integración regional que apuntan a la conformación de mercados eléctricos comunes para varios países, por ello las empresas del sector eléctrico deben enfocar sus esfuerzos hacia este objetivo pues este es el panorama del mercado en el futuro. La firma del Acuerdo de Cartagena dio inicio al proceso de integración andino, esta iniciativa de Bolivia, Colombia, Ecuador, Chile (que luego se retiró), Perú y Venezuela nació como una nueva opción dentro del proceso más amplio de integración latinoamericana. En diciembre de 2002 se aprobó la Decisión CAN 536 1, que brindó el marco jurídico comunitario para impulsar el desarrollo del tema eléctrico entre los países miembros. Producto de esta Decisión iniciaron sus trabajos el Comité Andino de Organismos Normativos y Organismos Reguladores de Servicios de Electricidad -CANREL, así 1 Marco General para la interconexión subregional de sistemas eléctricos e intercambio intracomunitario de electricidad.

17 CAPÍTULO 1 2 Introducción y Alcance como sus Grupos Técnicos: Grupo de Trabajo de Organismos Reguladores de Servicios de Electricidad -GTOR, creado en junio de 2003 y encargado de formular propuestas conducentes al avance del proceso de armonización de los marcos normativos necesarios para la plena implementación de la interconexión subregional de sistemas eléctricos e intercambio intracomunitario de electricidad y el Grupo de Trabajo de Organismos Planificadores de Servicios de Electricidad -GOPLAN, creado en enero de 2004 y encargado de elaborar propuestas y realizar acciones de coordinación con las entidades energéticas y eléctricas de los países andinos. La figura 1.1 presenta el esquema estructural de los Organismos Andinos para el sector eléctrico: Figura 1.1 Esquema de Organismos Andinos para el Sector Eléctrico Fuente. En el marco de esta Decisión, en marzo de 2003 se inauguró la interconexión eléctrica Colombia-Ecuador, con importantes beneficios para ambos países. Las figuras 1.2 y 1.3 muestran la interconexión eléctrica a 220 kv entre las subestaciones de Machala y Zorritos ubicados en Ecuador y Perú respectivamente. Según la Empresa Nacional de Transmisión de Ecuador -TRANSELECTRIC S.A, la longitud total de la interconexión es de 112 km.

18 CAPÍTULO 1 3 Introducción y Alcance Figura 1.2 Mapa geográfico de la interconexión Ecuador-Perú 220 kv Figura 1.3 Diagrama unifilar de la interconexión Ecuador-Perú 220 kv Fuente. TRANSELECTRIC S.A. La importancia de encontrar soluciones frente a los posibles obstáculos de integración, reside en el hecho que es probable que los actores perjudicados

19 CAPÍTULO 1 4 Introducción y Alcance generen resistencia u oposición al proceso de integración. Esto constituye una barrera significativa a la integración, más el camino hacia la integración de mercados eléctricos no debe considerar los beneficios a nivel de actores del mercado eléctrico, ni siquiera a nivel de país, sino debe considerar los beneficios a nivel regional de tal forma de reinvertirlos en las zonas con menor grado de desarrollo energético de la región. Si analizamos el caso de la importación de energía eléctrica se encuentra que debido a la exportación de energía los costos marginales en el importador se ven disminuidos debido a que ingresa generación más eficiente. Por lo que la demanda se ve beneficiada debido a que ve un costo marginal menor (Beneficio de la demanda), en cambio los generadores se ven perjudicados debido a que perciben un costo marginal menor por su energía y existen generadores que son desplazados (Perjuicio para la generación). Si se analiza el beneficio neto para el país importador, resulta que es positivo. Para el caso del país exportador es un análisis similar. En este sentido, en esta investigación se plantea dos propuestas metodológicas: Despacho Bilateral y Decisión de Intercambios, las cuales buscan la integración eléctrica entre los mercados eléctricos de Ecuador y Perú. Se considera a Ecuador y Colombia como un solo sistema. Por todo lo anterior es importante conocer y analizar las propuestas que permitan el intercambio de energía eléctrica en forma bilateral y cuantificar los beneficios derivados de las transacciones de intercambio. 1.2 OBJETIVOS OBJETIVO GENERAL Analizar el beneficio de propuestas para el intercambio bilateral de electricidad entre Ecuador-Perú, como una alternativa al Despacho Coordinado Tripartito

20 CAPÍTULO 1 5 Introducción y Alcance Colombia-Ecuador-Perú desarrollado por los organismos reguladores y operadores de los países involucrados OBJETIVOS PARTICULARES Analizar escenarios de aplicación: importación/exportación para ambas metodologías, bajo la interacción de los despachos económicos de cada país. Resolver el problema de Decisión de Intercambios de energía utilizando la programación dinámica. Determinar el beneficio sobre el intercambio de energía considerando Colombia-Ecuador como un solo parque generador y su interacción con Perú. 1.3 ALCANCE En el marco de la Decisión CAN 536, los países andinos han emprendido en el desarrollo de las Transacciones Internacionales de Electricidad -TIE. Por lo que hasta el momento en Ecuador se disponen de dos interconexiones eléctricas con Colombia: un enlace de 138 kv, que es una conexión radial y el enlace de 230 kv, de tipo sincronizada. En base a esta misma política, el país colaboró en el desarrollo de la interconexión eléctrica en conjunto con el sistema peruano, que es un enlace a 220 kv de tipo radial. En la actualidad el sistema nacional es deficitario en energía, por lo tanto, es necesario analizar escenarios que permitan la inclusión de la interconexión existente entre Ecuador y Perú, incentivando la competencia del mercado con costos económicos que reflejen calidad y eficiencia. Para una mejor decisión de intercambio a efecto de que propuesta presenta el mayor beneficio posible, se analiza las propuestas desarrolladas en conjunto por los administradores de

21 CAPÍTULO 1 6 Introducción y Alcance mercado de ambos países, donde se simulará los siguientes escenarios: Ecuador toma el papel de país importador de energía eléctrica frente a Perú y Ecuador como país exportador de energía eléctrica hacia Perú o de llegar a presentarse una transacción de energía no exitosa entre ambos países. 1.4 RESUMEN DEL TRABAJO El proyecto de integrar los sistemas nacionales por medio de la interconexión eléctrica binacional entre Ecuador y Perú fue terminado en septiembre del 2004 y es una parte de un plan superior que abarca toda la región y que ya viene dando sus frutos como fue el caso entre Colombia y Ecuador, por citar un ejemplo cercano. La idea de ultimar los detalles para poner en ejecución esquemas bilaterales que permitan la comercialización de la energía eléctrica como tal requiere además de la red de interconexión, metodologías que faciliten el intercambio de energía eléctrica binacional entre Ecuador y Perú. Estos intercambios traen consigo beneficios económicos para ambos países y permitirán que situaciones como la emergencia de Machala vivida en el 2005 o épocas de estiaje, no afecten el suministro de energía eléctrica a los consumidores ecuatorianos. Las metodologías para el intercambio bilateral de electricidad entre Ecuador y Perú, son las siguientes: Metodología de Despacho Bilateral, la cual desde un inicio (hora cero) decide habilitar o deshabilitar la importación/exportación de energía en base a la comparación de costos totales para el período diario y una segunda Metodología que es Decisión de Intercambios, representada por medio de un problema de optimización que realiza una búsqueda exhaustiva de todas las posibles opciones de intercambio en el período horario. Ambas metodologías determinan los períodos en los cuales es posible importar/exportar energía eléctrica, generando estas transferencias beneficios para los países interconectados.

22 CAPÍTULO 1 7 Introducción y Alcance Entonces, en esta investigación se realizó la comparación de ambas metodologías y se cuantificó los beneficios económicos para la importación/exportación de energía eléctrica. La consideración en el presente trabajo se realiza exclusivamente desde un punto de vista de una posible vinculación del mercado eléctrico peruano y no como análisis o posición respecto de la situación interna del Perú. Por lo tanto, se determinan los períodos que le representen el mayor beneficio al país resultado de cada metodología, a fin de determinar una de las propuestas que permitan el intercambio bilateral de electricidad de corto plazo, considerando condiciones iniciales y restricciones de interconexión para abastecer la demanda radial en un horizonte de 24 horas. Al problema total se lo ha fraccionado en las siguientes etapas: Para el escenario de importación de energía eléctrica desde el sistema peruano, se procede a determinar los datos de inicialización que son los costos marginales de energía para Ecuador, en base a los despachos económicos diarios programados con y sin el abastecimiento desde Perú, a fin de proceder a determinar los períodos para el intercambio bilateral de electricidad. Para el caso de exportación de energía eléctrica hacia el sistema peruano, de igual forma se procede a determinar los costos marginales de energía para Ecuador como datos de inicialización, en base a los despachos económicos diarios programados con y sin la inclusión de la demanda radial de Perú, adicional a ello se incluirá los cargos asociados a la exportación 2, a fin de proceder a determinar los períodos para el intercambio bilateral de electricidad. 2 Mensuales: costo equivalente de potencia remunerable, costo de reserva adicional de potencia, costo de reserva para regulación secundaria de frecuencia, costo de arranque TV y costo fijo de transmisión. Horarios: generación obligada y forzada, remuneración variable de transmisión (tramo ecuatoriano).

23 CAPÍTULO 1 8 Introducción y Alcance Se resuelve el problema de determinación de períodos horarios para el intercambio de electricidad tanto para las propuestas metodológicas de Despacho Bilateral y Decisión de Intercambios por medio de la comparación de costos totales y utilizando la programación dinámica respectivamente. Una vez obtenido los períodos para el intercambio de electricidad, se analizará el beneficio económico que representa cada metodología, en base a la diferencia de precios antes y después de la importación/exportación de energía eléctrica CONTENIDO DE LA TESIS Capítulo 1 Este capítulo recoge una introducción y alcance del presente proyecto de titulación, además de citar los objetivos generales y particulares que se pretenden alcanzar y una breve descripción del proyecto a seguir para cumplir con este propósito. Capítulo 2 Este capítulo contiene una presentación teórica sobre el proceso de integración del mercado eléctrico de los países andinos como conceptos del Mercado Regional de Energía, Mercado Eléctrico de la Comunidad Andina de Naciones -CAN, el Mercado Eléctrico de Ecuador y Perú junto a temas relacionados a la integración regional dentro de los cuales se sustenta el proyecto. Capítulo 3 Este capítulo presenta una descripción sobre los beneficios económicos derivados del intercambio de energía eléctrica, representado por medio de curvas que faciliten la interpretación de los beneficios netos para los países involucrados en

24 CAPÍTULO 1 9 Introducción y Alcance el intercambio. Por último se presenta un breve resumen sobre las rentas de congestión. Capítulo 4 Este capítulo describe las metodologías que permitan el intercambio bilateral de energía eléctrica entre Ecuador y Perú. Estas metodologías incluyen un análisis para cada método, argumentos que justificarían una posible conciliación entre ambos países frente a la importación/exportación de electricidad. Además, se presentan conceptos sobre el Despacho Bilateral, Decisión de Intercambios y una descripción sobre los cargos asociados a la importación/exportación de energía eléctrica. Capítulo 5 En esta sección se realiza un análisis en base a los resultados obtenidos a fin de efectuar una comparación entre ambas propuestas descritas en el Capítulo 4. Los resultados obtenidos provienen de las simulaciones para los casos de importación/exportación de energía eléctrica entre Ecuador y Perú a través de una aplicación desarrollada en EXCEL. Capítulo 6 Se citan las principales conclusiones y recomendaciones del presente proyecto de titulación.

25 CAPÍTULO 2 10 Integración Eléctrica CAPÍTULO 2 INTEGRACIÓN ELÉCTRICA 2.1 INTRODUCCIÓN En este capítulo, se presenta una descripción sobre el proceso de integración del mercado eléctrico de los países andinos, pues se ha visto en los últimos años una tendencia a la integración de mercados. Se detallan las ventajas comparativas y competitivas que esta estrategia ofrece y que apenas se están aprovechando. Se describe el Mercado Regional de Energía, el Mercado Eléctrico de la Comunidad Andina de Naciones y el Mercado Eléctrico de Ecuador y Perú. 2.2 MERCADO REGIONAL DE ENERGÍA ANTECEDENTES Mercado Regional se considera aquel que abarca el territorio de diferentes naciones o incluso estados/provincias dentro de un mismo país, donde previamente existían mercados independientes. La mayor extensión de un mercado, permite aprovechar los recursos disponibles en cada mercado en conjunto con los mercados que se integran sin distinción de su localización. Además se debe tener en cuenta las limitaciones y costes impuestos por el transporte de los productos. La energía eléctrica por su importancia en el sector productivo en cualquier país, se considera un bien o producto estratégico no almacenable que se debe comercializar e intercambiar entre países. Un país puede resultar tener ventajas

26 CAPÍTULO 2 11 Integración Eléctrica naturales o adquiridas sobre otro país y siempre es más ventajoso para éste comprar energía en el país vecino que producirla por su cuenta. Dentro del contexto de los mercados regionales, es necesario tomar a consideración lo siguiente: [1] Si el mercado va a estar compuesto por intercambios entre los operadores del sistema de los diferentes países o van a ser los propios agentes individuales los que realicen las transacciones transnacionales. Por ejemplo, el mercado de la Unión Europea se basa en que un generador individual puede libremente decidir exportar si detecta que existe un precio atractivo en otro país y tras haber realizado una serie de acciones que permiten coordinar el uso de las interconexiones a lo largo de toda la región, puede ofertar su energía en el mercado de otro país vecino. Sin embargo, en el mercado centroamericano y andino, son los operadores del mercado nacional los que representan a los generadores ubicados en su país a la hora de participar en el mercado regional, de modo que el operador es el que gestiona el conjunto del parque generador de su país y determina los intercambios internacionales más rentables comparándolo con las ofertas que le hacen los demás operadores, más no por una intervención individual por parte de los generadores. La importancia en definir la integración es usar los recursos regionales que no se pueden traer desde otra región como la energía eléctrica. Pues cuando existe integración entre dos mercados, se genera energía más económica además de beneficios entre las partes. Por medio de la integración, se minimiza las inversiones que se requiere y por lo tanto son menos costosas. Entre las ventajas económicas que la integración brinda se encuentran las siguientes:

27 CAPÍTULO 2 12 Integración Eléctrica Amplía mercados y crea economías de escala 3. Promueve la competencia entre oferentes. Disminuye los costos de producción e incrementa la productividad. Crea nuevas oportunidades de negocios y de inversiones. Fortalece actores económicos de la región. Por lo tanto, la integración potencia la competitividad de la región. La visión de la CAN, MERCOSUR y de los organismos integrados de la región, ha sido posibilitar el máximo aprovechamiento de los recursos energéticos de la región, las diferencias estacionales y horarias y por ende la complementariedad, para efectuar el abastecimiento energético integrado regional y supraregional. En la tabla 2.1, se muestra el volumen de energía exportada e importada entre los países de la Comisión de Integración Energética Regional-CIER, durante el año Valores en GWh EXPORTADOR Argentina Brasil Colombia Ecuador Paraguay Perú Uruguay Venezuela Total Imp. Argentina Brasil Chile Colombia Ecuador Paraguay 1 1 Uruguay Total Exp IMPORTADOR Tabla 2.1 Exportaciones e importaciones de energía en el MER-2006 Fuente. Congreso Internacional CIER Se refiere al poder que se tiene al alcanzar un nivel óptimo de producción para ir produciendo más a menor costo; es decir, a medida que la producción de un bien crece sus costos por unidad producida se reducen. Cuando más se produce, menos le cuesta producir cada unidad.

28 CAPÍTULO 2 13 Integración Eléctrica La figura 2.1 y las tablas 2.2, 2.3 y 2.4 muestran las interconexiones internacionales existentes, en estado operativo y las que se encuentran bajo estudio o construcción. Además de las principales centrales binacionales. Figura 2.1 Centrales e Interconexiones Internacionales Fuente. Congreso Internacional CIER 2007

29 CAPÍTULO 2 14 Integración Eléctrica Interconexiones Menores Países Ubicación Tensión (kv) Observaciones Ar-Bo La Quiaca (Ar) - Villazón (Bo) 13,2 Existente Ar-Bo Pocitos (Ar) - Yacuiba (Bo) 33 Existente Ar-Cl Río Turbio (Ar) - Puerto Natales (Cl) 33 Existente Ar-Py Posadas (Ar) - Encarnación (Py) 33 Operativa, 10 MW Ar-Uy Concordia (Ar) - Salto (Uy) 30 Existente Bo-Br Puerto Suárez (Bo) - Corumbá (Br) 13,8 Operativa Bo-Br San Matías (Bo) - Coriza (Br) 34,5 Operativa Bo-Pe Desaguadero (Bo) - Zepita (Pe) 24,9 Operativa Bo-Pe Casani (Bo) - Yunguyo(Pe) 24,9 Operativa Br-Co Tabatinga (Br) - Leticia (Co) 13,8 Existente Br-Py Ponta Pora (Br) - Pedro J. Caballero (Py) 22 Operativa, 3 MW Co-Ve Arauca (Co) - Guasdualito (Ve) 34,5 Operativa, 6 MW Co-Ve Pto. Careño (Co) - Pto. Páez 34,5 En proyecto, 7,5 MW Tabla 2.2 Interconexiones Internacionales Menores Fuente. Congreso Internacional CIER 2007 Interconexiones Mayores Ref. Países Ubicación Tensión Potencia (kv) (MW) Observaciones 1 Co-Ve Cuestecita (Co) - Cuatricentenario (Ve) Operativa (60 Hz) 2 Co-Ve Tibú (Co) - La Fría (Ve) (80) Operativa (60 Hz) 3 Co-Ve San Mateo (Co) - El Corozo (Ve) Operativa (60 Hz) 4 Co-Pa Colombia - Panamá En estudio 5 Co-Ec Pasto (Co) - Quito (Ec) (260) Operativa (60 Hz) 6 Co-Ec Jamondino (Co) - Santa Rosa (Ec) En construcción (60Hz) 7 Co-Ec Ipiales (Co) - Tulcán/Ibarra (Ec) (113) Operativa (60 Hz) 8 Ec-Pe Machala (Ec) - Zorritos (Pe) (100) Construido (60Hz) 9 Br-Ve Boa Vista (Br) - El Guri (Ve) 230/ Operativa (60 Hz) 10 Bo-Pe La Paz (Bo) - Puno (Pe) 230/ En estudio (50/60 Hz) 11 Br-Py Salidas de Central Itaipú 500/ Operativa (60/50 Hz) 12 Br-Py Foz de Iguazú (Br) - Acaray (Py) (60) Operativa (60/50 Hz) 13 Ar-Py El Dorado (Ar) -- Mcal. A. López (Py) Operativa 50 Hz 14 Ar-Py Clorinda (Ar) - Guarambaré (Py) 132/ Operativa 50 Hz 15 Ar-Py Salidas de Central Yacycretá 500/ /130 Operativa 50 Hz 16 Ar-Br Rincón S. M. (Ar) - Garabí (Br) (2.200) Operativa (50/60 Hz) 17 Ar-Br P. de los Libres (Ar) - Uruguayana (Br) 132/ Operativa (50/60 Hz) 18 Ar-Uy Salto Grande (Ar) - Salto Grande (Uy) Operativa 50 Hz 19 Ar-Uy Concepción (Ar) - Paysandú (Uy) 132/ Op. en emerg (50 Hz) 20 Ar-Uy Colonia Elia (Ar) - San Javier (Uy) Op. en emerg (50 Hz) 21 Br-Uy Livramento (Br) - Rivera (Uy) 230/ Operativa (50/60 Hz) 22 Br-Uy Pte. Médici (Br) - San Carlos (Uy) En proyecto (50/60 Hz) 23 Ar-Cl C.T. Termoandes (Ar) - Sub. Andes (Cl) Operativa 50 Hz Tabla 2.3 Interconexiones Internacionales Mayores Fuente. Congreso Internacional CIER 2007

30 CAPÍTULO 2 15 Integración Eléctrica Centrales Binacionales Países Denominación Río Capacidad Instalada (MW) Observaciones Br-Py Itaipú Paraná En operación (+1.400) (ampl. 2 máqs) Ar-Uy Salto Grande Uruguay En operación Ar-Py Yacyretá Paraná En operación cota Ampl. Cota 83 Ar-Br Garabí Uruguay En estudio Ar-Py Corpus Paraná En estudio Tabla 2.4 Centrales binacionales Fuente. Congreso Internacional CIER 2007 Los beneficios identificados de las interconexiones eléctricas son los siguientes: [2] Efectúan un solo óptimo de los recursos energéticos de la región involucrada. Realizan un solo óptimo de la infraestructura eléctrica. Postergan las inversiones en generación. Diversifican la matriz energética de los países. Aprovechan la complementariedad de las cuencas hidrológicas, utilizando los excedentes de energía en períodos lluviosos. Aprovechan las diferencias en los usos horarios, lo que permite que los distintos sistemas eléctricos tengan la demanda de punta en horas diferentes, de manera de optimizar los recursos de generación. Aprovechan las diferencias entre los climas en las regiones y las costumbres de los pueblos para optimizar los recursos disponibles. Se efectúa un aprovechamiento compartido de los recursos de generación.

31 CAPÍTULO 2 16 Integración Eléctrica Disminuyen los precios de electricidad y por tanto las tarifas al usuario final. Mejoran las posibilidades de evitar colapsos y de pasar emergencias en el corto plazo. Mejora la confiabilidad y la calidad del suministro. Existe un mercado más amplio para la oferta y por lo tanto mayor competencia en generación. Además de los posibles beneficios que aporta la integración entre dos mercados, se puede mencionar los siguientes, clasificados en cuantificables y aquellos expresables en términos cualitativos: [3] Beneficios cuantificables Menores costos resultantes del despacho económico, por un mejor uso del conjunto de los recursos de generación y transmisión disponibles. En particular este efecto se manifiesta en los siguientes puntos: Energía: Mejor uso de los recursos energéticos renovables reemplazando el uso de combustibles. Optimización de la operación de los embalses. Optimización del rendimiento hidráulico del conjunto al hacer más estable los requerimientos hidráulicos. Sustitución de fuentes de producción locales por las importaciones más económicas.

32 CAPÍTULO 2 17 Integración Eléctrica Menor margen de energía no suministrada. Capacidad: optimización del uso de la infraestructura disponible de generación eléctrica al reducir para un determinado objetivo de calidad del servicio, los requerimientos de potencia de reserva, de potencia máxima asociada a las demandas: diaria, estacional y en condiciones extremas (año seco o máxima indisponibilidad). Mejor uso de la capacidad de transmisión: optimización del uso de la infraestructura de transporte eléctrico al permitir una mayor utilización de la capacidad remanente (es la diferencia entre la capacidad instalada y la capacidad contratada en firme) para la optimización del despacho debido el incremento de la capacidad de transporte por la existencia de caminos alternativos. Beneficios cualitativos Reducción del impacto ambiental como consecuencia de la optimización del despacho, con reducción del uso de combustibles. Mejoramiento de la seguridad de abastecimiento asociado al mallado de las redes nacionales y al bajo riesgo de no suministro por indisponibilidad de la importación. Integración de regiones aisladas y mejora en la calidad del servicio en zonas con conexión radial. Este es un subproducto consecuencia de la necesidad de hacer sistemas de interconexión entre países. Es importante mencionar que los beneficios que prometen los procesos de integración no son fácilmente alcanzables y lograr que esta iniciativa tenga los resultados que se esperan, representa esfuerzos importantes y gran compromiso entre las partes junto a la armonización de las políticas económicas de los países involucrados en el proceso de integración. Es el primer reto a enfrentar para que

33 CAPÍTULO 2 18 Integración Eléctrica el proceso sea exitoso, es decir, solo resulta coherente considerar la integración de mercados cuando exista un marco general de integración entre los países como la Decisión CAN 536 en la región andina EL IMPACTO SOBRE LOS PRECIOS Una interconexión entre dos países impacta en: Los precios medios en ambos países en el corto plazo, seguramente subirán los precios en el mercado exportador y bajarán en el importador. La volatilidad de los precios. La calidad del servicio. La volatilidad de los precios Los costos marginales de cada sistema son una función de los costos de producción presentes y futuros, siendo por ello una variable estocástica cuya distribución de probabilidad se puede deducir de las series hidrológicas, de la aleatoriedad de la demanda y la disponibilidad del equipamiento de generación, transmisión y de la disponibilidad de combustibles. El efecto de la volatilidad introduce un riesgo a las actividades económicas vinculadas a la compra o venta de energía. En la medida que existan herramientas financieras para la cobertura de riesgos, los efectos de la volatilidad son muy acotados. Pero en los mercados energéticos, sobre todo eléctrico, estas herramientas no están todavía suficientemente desarrolladas Normalmente al interconectarse dos mercados, suele haber una transferencia de volatilidad, incrementándose ésta en el mercado más estable y disminuyendo en el más variable.

34 CAPÍTULO 2 19 Integración Eléctrica La calidad del servicio La interconexión de dos sistemas eléctricos puede permitir una mejora de la calidad del servicio en ambas partes. La razón es fundamentalmente, una consecuencia de la independencia estadística de los eventos que producen interrupciones al suministro. Ante una falla en un sistema por falta de generación, es altamente probable que el otro tenga excedentes y pueda ayudarlo aportando potencia para evitar o limitar los cortes PILARES FUNDAMENTALES La integración del sistema y la resultante consolidación de un mercado de energía progresa favorablemente. Lo que parecía en un inicio una utopía, ahora es una realidad gracias al apoyo de los gobiernos regionales tanto en la construcción de nuevas redes como la homologación de sistemas y marcos jurídicos. Para el desarrollo de una integración entre mercados de energía, se requiere la formación de pilares que permitan llevar adelante el proceso de integración regional y su soporte en el futuro depende de un objetivo en común, el cual es lograr eficacia y optimización en beneficio de los países. Dichos esfuerzos para la integración de la región, se fundamentan en tres pilares conocidos como las 3R, que son: Reglas, Recursos y Redes. La importancia de cada uno de estos pilares, radica en su uso para base o sustento del desarrollo del mercado regional de energía y así lograr una integración eficiente entre mercados individuales de energía, como se indica en la figura 2.2.

35 CAPÍTULO 2 20 Integración Eléctrica Figura 2.2 Pilares fundamentales de integración Fuente. Congreso Internacional CIER A continuación, una breve descripción sobre cada pilar: Las Reglas, son el marco jurídico por el cual se establecen leyes, acuerdos y regulaciones para el funcionamiento del mercado de electricidad, determinantes en la toma de decisiones sobre el intercambio de energía eléctrica entre los países miembros. Los Recursos, son los precios y niveles de competitividad que brinda la integración, estos precios reflejan costos económicos eficientes en la producción y sirven para la valorización de las transferencias de electricidad de la región latinoamericana. Por lo tanto, se asegura un aumento competitivo para conciliar los beneficios que ofrece la integración de mercados. Las Redes, son los sistemas de interconexión (líneas eléctricas, subestaciones y otros, que conforman la red eléctrica), es decir, la infraestructura de transmisión indispensable para la transferencia de electricidad que permite el acceso a mercados y centros de producción; además de permitir el acceso desde la producción hacia los centros de consumo nacional e internacional. Este constituye un previo requerimiento para asegurar el desarrollo de los mercados.

36 CAPÍTULO 2 21 Integración Eléctrica Por lo tanto, primero se requiere el desarrollo de Reglas, con estas reglas podremos conseguir Recursos y con los recursos se hacen las Redes PROCESOS DE CREACIÓN En los mercados eléctricos, durante la transición hacia los esquemas de integración, se han visto diferentes procesos de creación dependiendo de la estructura de cada mercado y la voluntad de los países involucrados; así en América Latina se puede identificar tres etapas por los cuales atraviesa el proceso de creación hacia la integración eléctrica: [4] Etapa 1. Se refiere a la interconexión física entre los países y los agentes del mercado, estos últimos ofrecen parte o la totalidad de su producción (volumen y precio) en el nodo de conexión fronteriza y así su energía se considere dentro de las opciones de compra por el país importador. Etapa 2. Describe la operación coordinada entre los sistemas interconectados, bajo criterios técnicos y económicos que buscan reducir sus costos totales de producción. Aparecen los mercados mayoristas y es posible la compraventa de energía entre empresas energéticas o grandes usuarios del sistema. Etapa 3. Busca que el mercado regional permita la competencia de todos los agentes de los países involucrados y sea factible la realización de una planificación indicativa que envíe señales a los inversionistas sobre las oportunidades de negocio en la región. Para ello, se requiere un mayor grado de madurez en los mercados energéticos y poseer una política energética regional aceptada por cada uno de los estados de los países miembros del mercado regional. Consecuentemente, para el éxito o fracaso de los procesos de integración eléctrica, la práctica ha venido demostrando que es necesario crear mecanismos

37 CAPÍTULO 2 22 Integración Eléctrica que logren aunar los intereses contrapuestos en la consecución de un objetivo en común REQUISITOS DE ESTABLECIMIENTO Con la reestructuración de los sectores energéticos de la mayor parte de los países de la región andina, se crearon condiciones para la existencia de mercados energéticos regionales. Es así, que para la integración de mercados eléctricos los requisitos son los siguientes: [5] Una interconexión física entre los sistemas. La unificación de aspectos técnicos, económicos y regulatorios para lograr la eficiencia en la utilización de recursos e infraestructura existente. La armonización de marcos regulatorios y aspectos técnicos sobre la operación. La coordinación de aspectos económicos y comerciales derivados del proceso de transferencia de energía. Además de una sólida base institucional que permita: La efectiva coordinación entre los gobiernos, instituciones y organismos, tanto a nivel nacional como regional. Acuerdos entre los Organismos Reguladores para la adopción de normas que conlleven a intercambios bajo condiciones de eficiencia, los cuales consideren la operación conjunta de los sistemas bajo criterios de seguridad y calidad.

38 CAPÍTULO 2 23 Integración Eléctrica Con el fin de lograr establecer un mercado regional eficiente, se debe contar con la presencia de los siguientes argumentos: Desarrollar un ambiente político y económico favorable a la participación privada, es decir, el Estado debe mantener su función vinculada a políticas y evitar producir impactos que distorsionen el funcionamiento del mercado, como es la creación de subsidios e incentivos directos sobre las exportaciones e importaciones de electricidad. Fomentar una institucionalidad adecuada, regida por medio de un marco regulatorio que permita la coordinación operativa y la administración de transacciones. A fin de brindar solidez al mercado y de esa forma alentar las inversiones. Evitar la discriminación de precios por medio de una normativa para el tratamiento de los agentes externos en relación con los internos de cada país en términos de equidad, tanto para la demanda como para la oferta de generación. Establecer un mecanismo de coordinación para los intercambios eléctricos a través de las interconexiones internacionales que aseguren el cumplimiento de los acuerdos bilaterales, técnicos y económicos. Determinar precios eficientes de energía, con el cual se garantice el uso eficiente de los recursos disponibles, esto logra asegurar las condiciones competitivas de los actores del mercado y así evitar asignaciones de cargos a las exportaciones e importaciones de energía por costos no atribuibles a ellas, es decir, lograr que los beneficios generales se distribuyan y eliminen o minimicen los individuales. Permitir el libre acceso de todos los actores del mercado a las interconexiones internacionales, sin discriminación de nacionalidad y destino (interno o externo) de la energía eléctrica.

39 CAPÍTULO 2 24 Integración Eléctrica Evitar la inclusión de peajes por uso de la red de transmisión, propendiendo a una tarifación asociada con costos de oportunidad que introduce el intercambio internacional. Permitir contratos que puedan asegurar un compromiso firme (con algunas excepciones asociadas a eventos de fuerza mayor). Este es el principal motor del desarrollo de inversiones en generación, transmisión y en consecuencia de las interconexiones internacionales. Crear mecanismos para asegurar el pago o compensación (garantías) por los intercambios o transferencias de calidad realizadas. Para que exista una calidad homologable, es necesario cumplir con los preceptos de las normas de calidad (programar, construir y controlar la confiabilidad). 2.3 MERCADO ELÉCTRICO ANDINO ANTECEDENTES El Mercado Eléctrico Andino se considera aquel que abarca el territorio de diferentes naciones cuyo objetivo es la articulación o integración de los mercados nacionales a través de vínculos que permiten el intercambio de energía eléctrica y se encuentra constituida por los siguientes países sudamericanos: Colombia, Ecuador, Perú y Venezuela. Bolivia es parte de la CAN pero no realiza intercambios de energía dentro del Mercado Eléctrico Andino, únicamente dispone de interconexiones de gas natural con Argentina y Brasil. La CAN busca perspectivas más amplias que la de un tratado de libre comercio, es más considera los principios de: Flexibilidad (Considerar distintas velocidades). Gradualidad (A partir de intereses comunes).

40 CAPÍTULO 2 25 Integración Eléctrica Integralidad (Visión de conjunto y multidisciplinaria). Solidaridad (Trato diferencial). Actualmente, el mercado eléctrico andino se encuentra en un primer nivel de integración, dada la existencia y pleno funcionamiento de las siguientes interconexiones eléctricas: Colombia y Ecuador, cuentan con un enlace a 230 kv que es una conexión sincronizada y el enlace a 138 kv que es una conexión radial. Además, Colombia tiene tres líneas que le interconectan con Venezuela y ya se encuentra en negociaciones para formar parte de la integración energética centroamericana mediante la interconexión con Panamá. Mientras que Ecuador y Perú, disponen de un enlace a 220 kv, que es una conexión radial. Sin embargo, debido al limitado grado de integración política y económica de la región, sólo se permitió el desarrollo de pequeñas interconexiones eléctricas de poca capacidad entre algunos de estos mercados que se encuentran ya en operación. Entre los países del Pacto Andino que aportan a la electricidad son: Ecuador, Colombia, Perú y Venezuela 4. integración regional de Ecuador y Colombia son los únicos países que han venido realizando intercambios de electricidad por medio de las TIE. Colombia y Venezuela también han venido transando electricidad pero en condiciones diferentes a las TIE, pues Venezuela aún no tiene una armonización de marcos regulatorios, si bien el 21 de septiembre de 1999 se aprobó la Ley del Servicio Eléctrico ésta aún no ha sido implementada. Finalmente Ecuador llegó a importar energía eléctrica desde Perú durante la emergencia de Machala vivida en el Por lo tanto, Ecuador y Perú buscan establecer las TIE por ser un mecanismo adoptado de integración entre 4 El Centro Nacional de Control y Energía -CENACE, los Expertos de Mercado -XM, el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional -COES y la Oficina de Operación de Sistemas Interconectados -OPSIS respectivamente.

41 CAPÍTULO 2 26 Integración Eléctrica los mercados de Ecuador y Colombia. Sin embargo, aún se presentan problemas de índole regulatoria que no han permitido que Ecuador y Perú lleguen a un acuerdo para dar inicio comercial a los intercambios de energía. En la figura 2.3, se muestra la última información disponible sobre el volumen de energía respecto a los intercambios de energía (importación/exportación) entre los mercados nacionales de cada uno de los países que se encuentran participando en el mercado eléctrico andino, durante el período En abril del 2002, Venezuela importó 40,9 GWh, cuyo valor fue la última transacción de energía que registró el mercado andino, mientras que Ecuador es quien tiene el mayor volumen de importación de energía desde Colombia; en mayo del 2007 llegó a importar/exportar 50,48 GWh y 8,93 GWh respectivamente. Figura 2.3 Volumen de exportación/importación de Colombia, Ecuador, Perú y Venezuela Fuente: A continuación, en las siguientes figuras, se detalla información respecto a las características del negocio energético que ha realizado cada uno de los países dentro de sus mercados internos de energía. La figura 2.4, muestra los precios de corto plazo y de contratos a término que se negociaron en los mercados eléctricos de cada uno de los países andinos desde el año 2001 hasta el 2007.

42 CAPÍTULO 2 27 Integración Eléctrica Figura 2.4 Precios de Corto Plazo y de Contratos a Término de Colombia, Ecuador y Perú Fuente: Los sectores eléctricos de los países de la región andina se caracterizan por disponer una alta dependencia en generación de energía hidroeléctrica. Pues Venezuela (fácilmente cubriría todos los excesos de demanda en los países sudamericanos) junto a Ecuador cuentan con más del 60% aproximadamente de generación mediante plantas hidroeléctricas, el Plan Nacional de Electrificación para el período de Ecuador se refiere a proyectos hidroeléctricos por 11,5 GW (su potencial hidroeléctrico es de 24 GW, uno de los mayores de los países miembros de la CAN), mientras que Colombia utiliza en casi un 70% su potencial hidroeléctrico que se estima en 93,1 GW (es autosuficiente) y constituye el más importante de la CAN, además planea incrementar su capacidad total para el año Perú es el segundo país con el mayor potencial hidroeléctrico de la subregión con 61,8 GW y además cuenta con una gran capacidad de generación eléctrica de 5,61 GW, lo que significa que es autosuficiente respecto a las centrales térmicas que se utilizan en horas pico BASES JURÍDICAS El Mercado Eléctrico Andino se desarrolló en base a acuerdos y normas como son: el Acuerdo de Cartagena y posteriormente la Decisión CAN 536 con el fin de propender el Mercado Eléctrico Regional, si bien esta decisión no fue aplicable a Bolivia que no firmó el acuerdo, en julio del 2005 anunció formalmente a la

43 CAPÍTULO 2 28 Integración Eléctrica Comisión de la Comunidad Andina, su intención de adherirse a dicha norma comunitaria. Acuerdo de Cartagena [6] Los artículos 1 y 2 del Acuerdo de Cartagena, resaltan la integración subregional por medio del intercambio comercial a través de un mercado común latinoamericano, el cual permita un desarrollo equilibrado entre sus miembros, bajo principios de equidad y solidaridad al reducir las diferencias económicas entre los países: Art. 1.- El presente acuerdo tiene por objetivos promover el desarrollo equilibrado y armónico de los países miembros en condiciones de equidad, mediante la integración y la cooperación económica y social; acelerar su crecimiento y la generación de ocupación; facilitar su participación en el proceso de integración regional, con miras a la formación gradual de un mercado común latinoamericano. Asimismo, son objetivos de este acuerdo propender a disminuir la vulnerabilidad externa y mejorar la posición de los países miembros en el contexto económico internacional; fortalecer la solidaridad subregional y reducir las diferencias de desarrollo existentes entre los países miembros. Estos objetivos tienen la finalidad de procurar un mejoramiento persistente en el nivel de vida de los habitantes de la subregión. Art. 2.- El desarrollo equilibrado y armónico debe conducir a una distribución equitativa de los beneficios derivados de la integración entre los países miembros de modo de reducir las diferencias existentes entre ellos. Los resultados de dicho proceso deberán evaluarse periódicamente tomando en cuenta, entre otros factores, sus efectos sobre la expansión de las exportaciones globales de cada país, el comportamiento de su balanza

44 CAPÍTULO 2 29 Integración Eléctrica comercial con la subregión, la evolución de su producto interno bruto, la generación de nuevos empleos y la formación de capital. Para que se pueda cumplir con los artículos antes mencionados, en el artículo 3 del mencionado acuerdo se detallan mecanismos para la ejecución de los artículos 1 y 2, además en sus literales b), g) y j) citan aspectos muy importantes para el análisis del estudio propuesto: Art. 3.- Para alcanzar los objetivos del presente acuerdo se emplearán, entre otros, los mecanismos y medidas siguientes: b) La armonización gradual de políticas económicas, sociales y la aproximación de las legislaciones nacionales en las materias pertinentes. g) La canalización de recursos internos y externos a la subregión para proveer el financiamiento de las inversiones que sean necesarias en el proceso de integración. j) Tratamientos preferenciales a favor de Bolivia y el Ecuador. Decisión CAN 536 En cuanto al ordenamiento jurídico del Mercado Eléctrico Andino, en diciembre del 2002 se establece la Decisión CAN 536 que instaura un Marco General para la Interconexión Subregional de Sistemas Eléctricos e Intercambio Intracomunitario de Electricidad; fruto de esta decisión, emprenden sus obligaciones tanto el Comité Andino de Organismos Normativos y el CANREL, junto a sus Grupos Técnicos de trabajo: GTOR y GOPLAN. Los principales argumentos que define la Decisión CAN 536, son los siguientes:

45 CAPÍTULO 2 30 Integración Eléctrica Tratamiento de la exportación e importación. Frente a una exportación o importación de energía, el Administrador del Mercado lo considerará como una demanda o generación adicional ubicada en el nodo frontera respectivamente. Concepto de las TIE. Son transacciones horarias entre los mercados de corto plazo (ocasional), producto de las diferencias de precios en los nodos terminales de los enlaces internacionales. Su implementación hace posible los flujos de energía en ambos sentidos de acuerdo con las diferencias de precios spot de los países. Es decir, mediante este mecanismo se concretan los intercambios de energía entre países al garantizar que la energía fluya desde el sistema con precios más bajos hacia aquel que posea los precios más elevados. Enlaces al servicio de las TIE Las TIE son canalizadas a través de los enlaces internacionales, lo que garantiza el uso físico de estos. Contratos de compraventa internacional No se considera como mecanismo de intercambio de energía la firma de contratos físicos, más aún la Decisión CAN 536 se adelanta, al anunciar que los únicos contratos de compraventa internacional serán del tipo financiero, es decir, se fija un precio para el suministro de energía sin incurrir en transacciones de carácter obligado. Entre los principios básicos de la Decisión CAN 536, se establecen en el artículo primero del Capítulo I (Reglas fundamentales), los cuales argumentan la búsqueda de un mercado competitivo donde se garantice el libre acceso a los

46 CAPÍTULO 2 31 Integración Eléctrica enlaces internacionales, la no influencia de aspectos financieros en el manejo físico de la red, la minimización de la exposición al riesgo de los generadores de energía y la presencia de señales económicas correctas que respondan con el criterio de eficiencia económica. Por lo tanto, estas reglas son las siguientes: [7] 1. Los países miembros no mantendrán discriminaciones de precios entre sus mercados nacionales y los mercados externos, ni discriminarán de cualquier otra manera en el tratamiento que concedan a los agentes internos y externos en cada País, tanto para la demanda como para la oferta de electricidad. 2. Los países miembros garantizarán el libre acceso a las líneas de interconexión internacional. 3. El uso físico de las interconexiones será consecuencia del despacho económico coordinado de los mercados, el cual será independiente de los contratos comerciales de compraventa de electricidad. 4. Los contratos que se celebren para la compraventa intracomunitaria de electricidad serán únicamente de carácter comercial. Ningún contrato de compraventa podrá influir en el despacho económico de los sistemas. 5. La remuneración de la actividad del transporte de electricidad en los enlaces internacionales tendrá en cuenta que la aplicación del principio de libre acceso a los enlaces elimina la vinculación entre el flujo físico y los contratos de compraventa internacional de electricidad. 6. Los países miembros asegurarán condiciones competitivas en el mercado de electricidad, con precios y tarifas que reflejen costos económicos eficientes, evitando prácticas discriminatorias y abusos de posición dominante. 7. Los países miembros permitirán la libre contratación entre los agentes del mercado de electricidad de los Países, respetando los contratos suscritos de conformidad con la legislación y marcos regulatorios vigentes en cada país,

47 CAPÍTULO 2 32 Integración Eléctrica sin establecer restricciones al cumplimiento de los mismos, adicionales a las estipuladas en los contratos para los mercados nacionales. 8. Los países miembros permitirán las transacciones internacionales de electricidad, de corto plazo. 9. Los países miembros promoverán la participación de la inversión privada en el desarrollo de la infraestructura de transporte de electricidad para las interconexiones internacionales. 10. Las rentas que se originen como resultado de la congestión de un enlace internacional no serán asignadas a los propietarios del mismo. 11. Los países miembros no concederán ningún tipo de subsidio a las exportaciones ni importaciones de electricidad; tampoco impondrán aranceles ni restricciones específicas a las importaciones o exportaciones intracomunitarias de electricidad. 12. Los precios de la electricidad en ambos extremos de los enlaces intracomunitarios deberán servir para valorar las transacciones internacionales de electricidad, de corto plazo, producto de los flujos físicos determinados por los despachos económicos coordinados. Aspectos Energéticos y Eléctricos de la Decisión CAN 536 La Decisión CAN 536, es parte fundamental para el desarrollo del intercambio internacional de electricidad en la región andina, por lo tanto se ha identificado aspectos energéticos 5 y eléctricos: 5 Existe normativa para el tratamiento de intercambio de electricidad; más no para el intercambio de gas.

48 CAPÍTULO 2 33 Integración Eléctrica Aspectos energéticos La norma existente en el tema eléctrico (Decisión CAN 536), es inspiración para establecer una norma comunitaria para el tratamiento del tema gasífero: Inserción en los mercados internacionales alrededor del potencial en hidrocarburos. Construir mercados integrados de energía (electricidad y gas), a través de redes físicas y marcos regulatorios existentes. Los artículos que forman parte de la Decisión CAN 536, no son una barrera que impida establecer acuerdos con otros países de la región para el desarrollo de futuras interconexiones de tipo eléctrico o energético. Aspectos eléctricos La capacidad de las interconexiones eléctricas, es el único factor que limita las TIE. Permitir el libre acceso a las redes de transporte de energía eléctrica, es decir, que no exista conflicto de intereses entre las partes. Para el caso de Ecuador-Colombia, el pago económico anticipado por la energía de exportación, es una garantía necesaria a cumplir por el Administrador del Mercado importador, con el cual el Administrador del Mercado exportador tiene el respaldo económico en forma de prepago y así puede remunerar a sus agentes internos. Las condiciones operativas y comerciales frente al intercambio internacional de electricidad se basan en principios no discriminatorios.

49 CAPÍTULO 2 34 Integración Eléctrica No limitarse a los excedentes, eliminación de subsidios y aranceles a las transacciones internacionales. 2.4 MERCADO DE ENERGÍA DEL ECUADOR ANTECEDENTES [8] La nueva reestructuración del sector eléctrico dejó de ser una utopía desde la edición de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico de la República del Ecuador -LRSE (publicada en el Registro Oficial No.43 del 10 de octubre de 1996). Esta ley, entre sus principios incentiva la creación del Mercado Eléctrico Mayorista -MEM; que inició sus operaciones el 1 de abril del año 1999 y se conformó en base a las reglas estipuladas en la LRSE 6. El sector eléctrico para su eficiente operabilidad y desarrollo requiere de estructuras que tengan las funciones regulatoria, tarifaria, supervisora y administrativa por lo que las Instituciones creadas en el Ecuador para tal fin son: el Consejo Nacional de Electricidad -CONELEC y el Centro Nacional de Control de Energía -CENACE, éste último se encarga de la operación técnica y administración comercial del mercado eléctrico ecuatoriano. A continuación en la figura 2.5, se describe la estructura del sector eléctrico ecuatoriano; además de las entidades y organismos que forman parte de la estructura actual del MEM. 6 Art. 45 de LRSE, Art. 76 del Reglamento de la LRSE, Art. 4 del Reglamento sustitutivo del régimen de funcionamiento del MEM.

50 CAPÍTULO 2 35 Integración Eléctrica Regulador PRESIDENCIA DE LA REPUBLICA Ministerio de Energía y Subsecretaria de Electrificación Ministerio de Economía y Finanzas Formulación de Políticas Comité de Ejecución de Políticas del Sector Eléctrico CEPSE Coordinación MEM Participación del Estado (Fondo Solidaridad) Empresas de Generación (70% Fondo Solidaridad) Empresas de Transmisión (100% Fondo Solidaridad) Empresas de Distribución y Comercialización (60% Fondo Solidaridad) Administrador Técnico-Comercial Grandes Consumidores Figura 2.5 Estructura Institucional y funciones del MEM ecuatoriano Fuente. Dentro de las características que forman parte del desarrollo del MEM, se puede mencionar los siguientes, clasificados en características de la operación y características del negocio: [9] Características de la Operación Al tratarse la generación como una actividad potencialmente competitiva, a septiembre del 2007, Ecuador tiene una capacidad de generación instalada de MW de los cuales MW son de generación hidráulica, valor que representa el 51% de la generación total del sistema. La mayor central de generación del país es la central hidroeléctrica Paute con MW, además de la generación termoeléctrica que se encuentra constituida fundamentalmente por unidades turbo vapor y por turbinas a gas que utilizan fuel oil y diesel respectivamente. A septiembre del 2007, los caudales de las cuencas de los ríos afluentes a los embalses fueron los siguientes: Amaluza 99,45 m 3 /s (27,5% inferior), Pisayambo

51 CAPÍTULO 2 36 Integración Eléctrica 7,52 m 3 /s (22,56% inferior), Agoyán 138,7 m 3 /s (17,57% inferior) y Daule Peripa 0,25 m 3 /s (96,47% inferior). Los reportes de los caudales promedios mensuales de ingreso a cada uno de los embalses fueron equivalentes a una hidrología media, media, semilluviosa y seca respectivamente, los cuales se determinan en base a una curva de duración de caudales. La actividad de transmisión de la energía, es un monopolio natural que se encuentra a cargo de TRANSELECTRIC S.A., cuyo propietario es el Estado por medio del Fondo de Solidaridad. Mientras que la gestión por parte de las empresas distribuidoras, ejercen en forma conjunta la comercialización de la electricidad y la desempeñan un total de 18 empresas incorporadas al Sistema Nacional Interconectado -SNI. Cada empresa eléctrica tiene su respectiva área de concesión dentro del cual suministra la energía eléctrica a sus clientes finales. La demanda máxima en bornes de generación en el Sistema Nacional Interconectado, a septiembre del 2007, alcanzó los 2.641,5 MW y a nivel de puntos de entrega, el consumo de energía fue de 1.179,76 GWh cubierta por 1.230,12 GWh que fue la producción neta del parque de generación, de los cuales 803,03 GWh provienen de la generación hidráulica junto a 355,79 GWh de la generación térmica y 71,30 7 GWh fruto de importaciones desde Colombia. Características del Negocio Las transacciones que puedan negociarse dentro del MEM ecuatoriano, son las transacciones en el Mercado Ocasional y en el Mercado de Contratos, los cuales abarcan una totalidad de transacciones de suministro eléctrico que se celebran entre generadores; entre generadores y distribuidores o grandes consumidores (septiembre del 2007, son 104 grandes consumidores), además de las 7 Medido en Pomasqui.

52 CAPÍTULO 2 37 Integración Eléctrica transacciones provenientes de exportaciones e importaciones de energía y potencia. Dentro del Mercado Ocasional, se negoció en septiembre del 2007, USD 47,63 millones, volumen inferior en 7,67% con relación a agosto del 2007, mientras que el costo promedio de la energía en el Mercado Ocasional fue de 6,02 USD/kWh. Éste tuvo un incremento de 0,39% con respecto a agosto del 2007, éste incremento está directamente relacionado con el comportamiento hidrológico de las cuencas aprovechadas por el sistema de generación, la estrategia operativa de descarga de embalses y la disponibilidad de las unidades termoeléctricas más eficientes. El monto negociado en el Mercado de Contratos fue de USD 24,14 millones, volumen inferior en 0,9% con relación a agosto del La figura 2.6, presenta una evolución del monto sobre las transacciones económicas en millones de dólares americanos que se llegó a negociar dentro del MEM ecuatoriano hasta septiembre del Figura 2.6 Evolución de las transacciones económicas negociadas en el MEM ecuatoriano hasta septiembre del 2007 Fuente. CENACE Respecto a los precios medios tanto para los distribuidores, generadores y el transmisor. A septiembre del 2007, se ubicaron en: 8,90 USD/kWh el precio medio del kwh para el Distribuidor, 7,32 USD/kWh el precio medio del kwh en el Mercado Ocasional para el Generador, valores inferiores en un 2,69%, 2,21% respectivamente al precio en agosto del 2007; mientras que para la Empresa de

53 CAPÍTULO 2 38 Integración Eléctrica Transmisión el precio medio del kwh en el Mercado Ocasional fue de 0,83 USD/kWh, superior en 3,67% al precio de agosto del Finalmente, a septiembre del 2007 en uso de las TIE, Ecuador llegó a importar 72,84 8 GWh desde Colombia, por el cual tuvo un egreso de USD millones, de igual forma, se llegó a exportar 1,169 GWh hacia Colombia, volumen de energía por la cual tuvo un ingreso de USD 0,043 millones. 2.5 MERCADO DE ENERGÍA DEL PERÚ ANTECEDENTES [10 y 11] En 1992 se produce la reestructuración del sector eléctrico con la promulgación de la nueva Ley de Concesiones Eléctricas, cuyo principal objetivo era promover la competencia y las inversiones privadas en el sector y propiciar el mejoramiento del servicio de energía eléctrica en el país. En 1994 se inicia la privatización del sector con la venta de las empresas de distribución de Lima, posteriormente con la venta de las empresas generadoras en 1995 y La importancia de la Ley de Concesiones radicó en el hecho de que las actividades eléctrica fueran separadas en tres subsectores: generación, transmisión y distribución y que pudieran ser desarrolladas y operadas por empresas privadas. El sector eléctrico peruano está conformado por las siguientes entidades: la Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas -MEM-DGE, el Organismo Supervisor de Inversión en Energía -OSINERG, el Comité de Operación Económica del Sistema COES, constituido por las empresas generadoras y transmisoras de un mismo sistema interconectado. 8 Medido en Jamondino.

54 CAPÍTULO 2 39 Integración Eléctrica Figura 2.7 Actores que intervienen en el Mercado Eléctrico de Perú Fuente. Ministerio de Energía y Minas-Perú Los principales dispositivos que regulan el sector eléctrico peruano son: 1. Ley de Concesiones Eléctricas. 2. Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos. 3. Norma Técnica para la Coordinación de la Operación de los Sistemas Interconectados. 4. Marco general regulatorio el subsector electricidad. Perú es un mercado donde el precio de la energía se determina en función de costos variables auditados (costo marginal de corto plazo) y además se paga potencia a una tarifa regulada que da garantía de abastecimiento en condiciones secas. La forma en que se remunera el transporte divide al sistema en primario y secundario por lo que es posible el ejercicio de algún poder dominante y el control

55 CAPÍTULO 2 40 Integración Eléctrica del precio. Además de los costos fijos como la potencia de generación y transmisión, cuyos valores son de 10,70 USD/kW-mes y 1,85 USD/kW-mes respectivamente. Consecuentemente, existen diferencias regulatorias entre Ecuador y Perú que hacen que no se utilicen los mismos procedimientos para determinar los precios horarios de la energía, se necesita definir mecanismos que se utilizarán para que cada país informe al otro los precios a los cuales está dispuesto a exportar o importar una unidad adicional de energía. 2.6 TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD: ANÁLISIS DE NORMATIVA CONELEC No. 002/04 Las TIE, llevan consigo el desarrollo de un marco legal adecuado para su funcionamiento, el mismo que toma en consideración aspectos y procedimientos a cumplir por parte del administrador técnico-comercial del MEM ecuatoriano. A continuación se pone en consideración los siguientes argumentos desde la perspectiva de aplicabilidad de la Regulación CONELEC No. 002/04: La presente regulación, no es una normativa supranacional, por lo tanto conviene redefinir el numeral respecto a la presencia de desacuerdos para la aplicación de los criterios de calidad y seguridad para la operación del enlace, debido a que la normativa en el numeral 8.1, señala: Si existen diferencias en la determinación de los criterios de calidad y seguridad a seguir en la operación de un enlace internacional, prevalecerá la norma más exigente de las utilizadas en los dos países. Ecuador tiene el mayor volumen de importación de energía por medio de las TIE, donde las pérdidas asociadas al enlace internacional, asume el país importador según la citada regulación, es conveniente redefinir el texto aplicado en la regulación con el propósito que no sea un argumento

56 CAPÍTULO 2 41 Integración Eléctrica contradictorio a los fundamentos que señala la Decisión CAN 536, sobre condiciones de equidad que debe prevalecer, pues es un negocio hecho de a dos y decidido por los dos. La definición de incrementos graduales, debe ser precisada ya que de acuerdo al reglamento de despacho y operación el despacho de las unidades es de 1 MW. Al existir más de un cargo asociado a la entrega de electricidad, puede mal interpretarse como un mal uso o supuesto subsidio a la electricidad, mas son elementos propios del sistema, sin embargo rubros como impuestos y tasas aplicables a la transacción afectan notablemente los beneficios del intercambio. El apartado 4.4 de la mencionada Regulación, no es el indicado para decidir una importación de energía entre Ecuador y Perú, pues el enlace de interconexión actual, es una conexión de operación radial (no sincronizada) y éste debe incluir restricciones operativas. Es preciso señalar, que esta Regulación no constituye un limitante para el desarrollo de futuros términos o inclusión de aspectos que considere necesario al Administrador del Mercado nacional en colaboración con el Organismo Regulador.

57 CAPÍTULO 3 42 Beneficios del Intercambio de Energía CAPÍTULO 3 BENEFICIOS DEL INTERCAMBIO DE ENERGÍA 3.1 INTRODUCCIÓN En este capítulo se recoge el marco teórico con el cual se analizaron los beneficios económicos atribuibles a la importación/exportación de energía eléctrica entre Ecuador y Perú. En base a las curvas de oferta y demanda representados por medio de curvas de costos y una recta perpendicular que intercepta dicha curva, se pudo analizar el beneficio neto del país ya sea para el caso del país importador y para el caso del país exportador que resulta ser un análisis similar. 3.2 COMERCIO INTERNACIONAL [12 y 13] Esta sección fue tomada de la bibliografía de Microeconomía y del Análisis del comportamiento de Mercados Internacionales de diferentes productos. En un principio para el caso de no darse alguna transacción internacional, se analizará el equilibrio entre la oferta y la demanda del mercado interno. En la figura 3.1, se presentan las curvas de oferta y de demanda del mercado interno, la cantidad de producto y el precio están dados por la intersección de ambas curvas, lo que se conoce como Punto de Equilibrio del Mercado.

58 CAPÍTULO 3 43 Beneficios del Intercambio de Energía Figura 3.1 Equilibrio del Mercado Fuente. MANKIW Gregory, Principles of Microeconomics De igual forma, se puede observar las áreas de beneficios para los consumidores y productores. El área sombreada por encima de la recta a trazos, representa el precio y por debajo de la curva de demanda, representa el excedente de los consumidores y se lo puede entender como la integral de la diferencia entre el precio fijado y los precios que están dispuestos a pagar los consumidores. El área sombreada por debajo de la recta a trazos que representa el precio y por encima de la curva de oferta, es el excedente de los productores que se lo puede interpretar como la integral de la diferencia entre los costos reales de producción y el precio al cual venden los productores. A continuación, se analizará como afectan las Transacciones Internacionales a los excedentes de los consumidores y productores. Mercado exportador Debido a las características estructurales, productivas y económicas propias de cada mercado, se pueden presentar precios diferentes para cada producto. Esto hace que exista la posibilidad de trasladar el producto desde el mercado con

59 CAPÍTULO 3 44 Beneficios del Intercambio de Energía menor precio hacia el mercado con mayor precio. Luego de tomada la decisión derivada de la comparación de precios, el mercado exportador tiene que producir una cantidad adicional de producto, a pesar que su demanda interna no se ha modificado. En consecuencia, de acuerdo con la figura 3.2 se puede observar que el punto de equilibrio antes mencionado sufre un cambio. Esta nueva condición de equilibrio es el resultado del cruce entre el nuevo monto de producción del mercado exportador y la curva de oferta, el precio resultante es superior al precio de equilibrio original. Figura 3.2 Equilibrio del mercado exportador Fuente. MANKIW Gregory, Principles of Microeconomics En la figura 3.3 se presentan áreas que representan los beneficios y perjuicios tanto para los productores y consumidores del mercado exportador y son comparadas con las de la situación del país sin transacciones internacionales. Para los consumidores, se considera su excedente antes de la transacción, correspondiente al triángulo que está por debajo de la curva de consumo y por encima del precio de equilibrio (áreas A+B). Cuando se considera la transacción internacional, esta área disminuye (área A) debido al aumento en el precio que influye en el excedente del consumidor.

60 CAPÍTULO 3 45 Beneficios del Intercambio de Energía Para los productores, el excedente antes de la transacción se lo determina como el triángulo que está por encima de la curva de oferta y por debajo del precio de equilibrio (área C). Cuando se considera la exportación, este excedente de los productores aumenta (área B+C+D) debido a la mayor cantidad de producto producido y el mayor precio reconocido por él. Figura 3.3 Áreas para el mercado exportador Fuente. MANKIW Gregory, Principles of Microeconomics El balance neto de beneficios debido a la transacción internacional se indica en la tabla 3.1. La pérdida del excedente para los consumidores del país exportador es el área B, mientras que el aumento del excedente para los productores del mercado exportador es (B+D), de tal forma que se puede establecer un beneficio neto positivo para el país exportador igual al área D. Tabla 3.1 Balance de excedentes para el mercado exportador Fuente. MANKIW Gregory, Principles of Microeconomics

61 CAPÍTULO 3 46 Beneficios del Intercambio de Energía Mercado importador Para este caso, el análisis se lo realizará para la demanda y la producción del país importador, el cual ve una disminución en el precio (intersección de las curvas de oferta y demanda) ya que aunque permanece constante la demanda interna, la producción interna disminuyó debido a la importación del producto desde el exterior. La cantidad del producto importado resulta ser la misma cantidad exportada desde el país vendedor (caso de único exportador y un único importador). En la figura 3.4, se muestra el nuevo punto de intersección de las curvas de oferta y demanda. Si se considera una capacidad de importación limitada, el nuevo precio para el mercado interno ha descendido a niveles de precio internacional. Figura 3.4 Equilibrio del mercado importador Fuente. MANKIW Gregory, Principles of Microeconomics En la figura 3.5, se muestran las áreas de excedentes: para los consumidores y para los productores del mercado importador, para el caso que se ha considerado una transacción internacional (importación) en el mercado interno.

62 CAPÍTULO 3 47 Beneficios del Intercambio de Energía Figura 3.5 Áreas de beneficios para el Mercado importador Fuente. MANKIW Gregory, Principles of Microeconomics Al realizar un análisis similar al del mercado exportador, se resume en la tabla 3.2 los excedentes para los consumidores antes de la importación (áreas A ) y después de la importación (área A +B +D ). Para los generadores, el excedente antes de la transacción internacional (área B +C ), se modifica a (área C ) luego de la importación. De estos análisis, se puede observar una pérdida del excedente de los productores y un aumento del excedente de los consumidores del mercado importador. Por lo tanto, el beneficio neto positivo del mercado importador es el (área D ). Tabla 3.2 Balance de beneficios para el mercado importador Fuente. MANKIW Gregory, Principles of Microeconomics El análisis anterior muestra los beneficios que se obtienen, tanto para el mercado exportador como para el importador, debido a una transacción internacional. En

63 CAPÍTULO 3 48 Beneficios del Intercambio de Energía ambos mercados existen agentes que se perjudican y agentes que se benefician de aquella transacción, lo importante que se debe destacar es que el beneficio neto es positivo en ambos mercados y el país siempre gana. 3.3 TRANSACCIONES INTERNACIONALES DE ELECTRICIDAD Luego de haber presentado una visión respecto de las bases económicas del comercio exterior, se presentará un análisis para un mercado de energía eléctrica a través de la comparación del impacto en los excedentes de los productores y consumidores de los mercados importador y exportador, que tiene la transacción internacional de electricidad. Las curvas de oferta están representadas por funciones de costo crecientes. Al no conspirar la elasticidad al precio de la demanda, ésta se encuentra representada por una recta que se levanta perpendicularmente desde el eje de las ordenadas en el nivel de demanda y que corta a la curva de oferta en el punto de equilibrio en donde se determina el precio de equilibrio de cada mercado. Los beneficios para ambos mercados pueden definirse ahora de la siguiente forma: Para el mercado exportador: El aumento del excedente de los productores, es debido a un aumento de la energía producida y al aumento del precio de equilibrio. Para el mercado importador: El aumento del excedente de los consumidores, es debido a una disminución en el precio de equilibrio mientras la demanda permanece constante. La representación de estos beneficios se muestra en la figura 3.6 a través de las áreas sombreadas con color amarillo.

64 CAPÍTULO 3 49 Beneficios del Intercambio de Energía Figura 3.6 Beneficios derivados de una TIE Al igual que en los mercados internacionales de cualquier producto, existen sectores que se benefician pero otros que se perjudican debido a la transacción internacional de energía eléctrica. Los sectores perjudicados pueden definirse de la siguiente forma: Para el mercado exportador: Se puede notar que para el mercado exportador, el perjuicio es percibido por los consumidores ya que disminuye su excedente, debido a que sin haber modificado su demanda, ven incrementado el precio de equilibrio de su mercado interno. Para el mercado importador: El perjuicio para el mercado importador es percibido por los productores, ya que disminuye su excedente debido a la disminución de su producción y la reducción del precio de equilibrio del mercado interno. En la figura 3.7 se muestran las áreas sombreadas en color verde, que representan los perjuicios para los mercados exportador e importador.

65 CAPÍTULO 3 50 Beneficios del Intercambio de Energía Figura 3.7 Perjuicios derivados de una TIE Los beneficios netos para ambos mercados, se pueden determinar como el aumento del excedente en unos actores menos la pérdida de excedentes en otros. Estos beneficios netos son positivos tanto para el mercado exportador como para el importador y teóricamente serán los máximos para ambos mercados cuando la capacidad de transmisión sea lo suficiente para que los precios de ambos mercados se igualen. Los beneficios netos de los mercados exportador e importador se muestran a través de las áreas sombreadas en color rojo de la figura 3.8. Figura 3.8 Beneficios netos derivados de una TIE

66 CAPÍTULO 3 51 Beneficios del Intercambio de Energía 3.4 LAS RENTAS DE CONGESTIÓN Las rentas de congestión se refieren a la diferencia de precios que tiene la electricidad entre dos mercados de energía, es decir, son las ganancias que se producen cuando el precio de compra de la electricidad es mayor que el precio de la venta. Como se asignan las rentas de congestión En el caso de los transportistas independientes a riesgo (aquellas realizadas por los inversores a su riesgo y requieren de señales del mercado que aseguren una asignación eficiente de los riesgos y los beneficios): Ellos asumen el riesgo de la interconexión y obtienen los beneficios. Si los beneficios son grandes otros inversionistas aparecerán hasta que ambos mercados se equilibren. El resultado es eficiente y la asignación de las rentas de congestión promueve la eficiencia. Ejemplos son las interconexiones de Argentina con Chile y Argentina con Brasil. Para el transporte planificado (no dependen de las señales y debe verificarse la correcta asignación de beneficios) se debe distinguir entre: El propietario del bien que debe recibir una remuneración regulada por la actividad de transporte. El responsable comercial o contratante del transporte:

67 CAPÍTULO 3 52 Beneficios del Intercambio de Energía Es quien asume el pago al propietario y los riesgos de la interconexión y por lo tanto, los beneficios del enlace. Internacionalmente la política aplicada es asignar esa responsabilidad a los usuarios que pagan los cargos. Si es una obra decidida por los estados, esto además, es consistente en el pago asignado a la demanda en su conjunto. Ejemplos: SIEPAC: los que pagan los cargos ven disminuidos los mismos en función de lo que se recauda por congestión o por Derechos Financieros de transmisión. Argentina: los ingresos por congestión van a un fondo SALEX para abonar la realización de nuevas ampliaciones. Asignación a los propietarios de la transmisión a riesgo: Australia y Argentina. En Europa, en los países Nórdicos, las rentas de congestión son empleadas para financiar las expansiones que resuelven el problema. Un análisis interesante se puede extraer de los expuesto en Financial Transmission Rights for New Zealand: Issues and Alternatives New Zealand Ministry of Economic Development donde se analiza quien debe ser el propietario de las rentas de congestión. De él se extraen los siguientes puntos: Desde un punto de vista económico y de diseño de mercado se debe definir: Que parte tiene legítimos derechos para reclamar las rentas, en el sentido que ellas son las rentas económicas que proceden de sus inversiones o actividades.

68 CAPÍTULO 3 53 Beneficios del Intercambio de Energía Que parte está en mejor situación para utilizar y disponer de las rentas de manera de fomentar la eficiencia económica. Finalmente dice que las rentas son del usuario que paga los cargos de transmisión. Cómo se deberían asignar las rentas de congestión Si el transporte es monopólico, las rentas de congestión deben ser reguladas y asignadas equitativa y eficientemente a quien puede hacer uso de ello para mejorar la eficiencia de la integración hacia la creación de fondos de expansión. Equitativamente, es un negocio o hecho de a dos, decidido por los dos y consecuentemente: Por la parte de inversiones que cada uno hizo. En partes iguales, porque el negocio se da al unir los dos mercados. Por los beneficios que cada uno obtiene. Ecuador es un mercado con dificultades de pago y por lo tanto las señales económicas de corto plazo pueden no ser representativas. Su alternativa para abastecer la demanda es en base a combustibles líquidos ya que el recurso hidráulico es costoso y requiere inversores de riesgo con recuperación en el largo plazo. Las rentas de congestión desde la operación de la línea son:

69 CAPÍTULO 3 54 Beneficios del Intercambio de Energía Energía (GWh) Importación Exportación Importación Exportación Valor (Millones USD) Rentas congestión Reasignación a Ecuador ,26 67,20 80,31 2,48 44,35 0, ,09 34,97 135,11 0,74 76,83 1, ,88 16,00 151,73 0,51 75,56 3, ,66 1,63 126,36 0,05 56,87 2,32 Enero-Abril ,94 7,25 28,92 0,29 9,98 0,28 TOTAL 6.523,83 127,05 522,43 4,07 263,59 7,72 Tabla 3.3 Rentas de congestión Ecuador-Colombia Fuente. CENACE Dichas rentas permiten pagar varias veces la interconexión y fueron prácticamente asignadas en su totalidad a Colombia (97,3%). Con todo lo mencionado, se ve que las rentas de congestión estarán siempre presentes, lo que se debe buscar es un método correcto de repartición, que encierre señales técnico-económicos a los mercados interconectados.

70 CAPÍTULO 4 55 Metodologías CAPÍTULO 4 METODOLOGÍAS 4.1 INTRODUCCIÓN Este capítulo describe dos propuestas que permiten definir el intercambio bilateral de energía entre el Mercado Eléctrico del Ecuador y el Mercado Eléctrico del Perú representados por el Administrador del Mercado ecuatoriano (CENACE) y el Operador del Sistema peruano (COES). Se recogen conceptos referentes al: Despacho Bilateral, Decisión de Intercambios y una descripción de los cargos que se incluyen en las curvas de oferta para exportación en el período horario. 4.2 METODOLOGÍA: DESPACHO BILATERAL ECUADOR-PERÚ ANTECEDENTES El Despacho Bilateral es un proceso con el cual se obtiene la programación de los recursos de generación disponibles (centrales de tipo hidráulica, térmicas a gas y térmicas con motor de combustión interna, entre otras) para un período de 24 horas y cuya intervención es ordenada por mérito económico. Consecuentemente, las decisiones de importar electricidad desde Perú hacia Ecuador o viceversa, se realizan bajo la interacción de sus despachos económicos en base a la comparación de costos totales.

71 CAPÍTULO 4 56 Metodologías En un inicio se pretendió establecer las TIE entre Ecuador y Perú por medio de un Despacho Coordinado Tripartito, pero ante la demora de su aplicación y en base al acuerdo suscrito el 3 de agosto del 2006 en la ciudad de Lima-Perú que señala: No obstante, si al 31 de agosto de 2006 no estuviere aprobado el Modelo de Despacho Coordinado por el GTOR, Perú y Ecuador buscarán un mecanismo bilateral de despacho que permita iniciar las TIE.. [14] Por lo tanto, se mantuvo latente el interés por definir los intercambios de electricidad entre ambos países, lo cual condujo a establecer un mecanismo bilateral que permita comercializar la energía eléctrica entre Ecuador y Perú por medio de una propuesta denominada Despacho Bilateral entre Ecuador y Perú, frente una posible carencia transitoria energética de uno de los países y ante la evidente no aplicabilidad del Despacho Coordinado Tripartito CURVAS DE OFERTA Las curvas de oferta son una representación del volumen disponible de energía del país y sirven entre otras cosas para analizar las transacciones de importación/exportación de energía entre Estados que se encuentran participando del libre intercambio internacional de electricidad. Es decir, se define como la relación entre la generación del país que está dispuesta a producirla a ese precio y la demanda nacional que quiere comprar energía a ese precio. [15] Las curvas de oferta son del tipo escalón monótona y una tendencia creciente, el único factor que modifica la magnitud de la energía ofrecida para una hora determinada, es la variación de precios. Tal como se muestra en la figura 4.1.

72 CAPÍTULO 4 57 Metodologías Figura 4.1 Curvas de oferta El desarrollo de las curvas de oferta, se encuentra bajo responsabilidad del Administrador del Mercado nacional o a su caso el Operador del Sistema y de éstas depende el intercambio recíproco de información entre las partes. Por citar un ejemplo, para la elaboración de la curva de oferta propia del sistema, el Administrador del Mercado como entidad representativa del parque generador, considera la información respecto a disponibilidades y características operativas en general de las unidades y plantas de generación trasladados a un nodo de referencia que es el nodo frontera. En sí, las curvas de oferta de importación/exportación reflejan precios, adicionalmente las curvas de oferta para exportación deben considerar los cargos asociados a la exportación de electricidad, los mismos que se los puede apreciar en la figura 4.2. Sin embargo, es necesario indicar que de llegar a no darse algún intercambio de electricidad entre países, es necesaria la realización de las curvas de oferta para continuar el normal desarrollo del despacho económico interno de los recursos del país.

73 CAPÍTULO 4 58 Metodologías Figura 4.2 Cargos asociados a la entrega de electricidad Fuente. CENACE PRECIO O CARGO UMBRAL Los Organismos Reguladores tienen la responsabilidad de definir el valor del umbral, el cual es un porcentaje del precio de oferta que se utiliza como precio mínimo/máximo de habilitación de la transmisión de la transacción internacional de electricidad. La incorporación del cargo umbral tiene como propósito brindar un margen de seguridad para definir el intercambio, al reducir el nivel de aproximaciones frente al pronóstico de precios de las TIE que pueden llegar a terminar en transacciones no económicas. El valor de umbral fijado es del 8% como precio máximo de importación y se puede ajustar hacia arriba o hacia abajo como se indica en la figura 4.3, siguiendo el comportamiento de las variaciones de los precios que reporten tanto el CENACE como el COES.

74 CAPÍTULO 4 59 Metodologías Figura 4.3 Curvas de oferta frente al cargo umbral Fuente. Universidad Pontifica Comillas de Madrid-España El país prepara una curva de oferta en forma de escalera para las 24 horas del día siguiente. Entonces la conveniencia de importar/exportar energía a una hora determinada, se basa en la comparación entre curvas de oferta. En la figura 4.3 se puede apreciar lo siguiente: todos los precios de exportación que se encuentren fuera de los límites del precio de oferta que son los precios mínimo/máximo de importación (porcentaje umbral) reflejado en el nodo frontera, no son considerados rentables para el intercambio, caso contrario, de llegar a encontrarse dentro de dichos límites, son considerados rentables para el intercambio. A continuación, a modo de ejemplo se presenta la figura 4.4, la cual representa una posible exportación desde el sistema de Perú hacia el sistema de Ecuador por medio de la comparación entre curvas de oferta.

75 CAPÍTULO 4 60 Metodologías Figura 4.4 Comparación de curvas de oferta Fuente. Para el citado ejemplo, los 60 USD/MWh es el precio de oferta para importación de electricidad de Ecuador, valor proveniente de la curva de oferta propia del sistema ecuatoriano para 0 MW (autónomo) y los 55,2 USD/MWh es el precio máximo al que Ecuador está dispuesto a pagar por la energía importada. Por lo tanto, el sistema peruano para abastecer la demanda de Ecuador, está dispuesto a despachar unidades de generación que reflejan un costo de producción de hasta 55 USD/MWh FORMACIÓN DE PRECIOS Formación de la curva de oferta Para la formación de la curva de oferta se considera al mercado nacional ecuatoriano en nudo único (todos los nudos del sistema son el mismo), lo que facilita la elaboración de la curva de oferta para exportar electricidad desde el sistema ecuatoriano e importar electricidad hacia el sistema ecuatoriano; pues es

76 CAPÍTULO 4 61 Metodologías suficiente con determinar para cada precio del sistema, la diferencia entre la generación dispuesta a producir a ese precio y la demanda del sistema, sin necesidad de considerar los efectos de la red. Es importante mencionar que para el desarrollo de las curvas de oferta se considerarán los siguientes aspectos: Las curvas de oferta son elaboradas para períodos horarios y expresados en USD/MWh. Las curvas que representan las cargas radiales horarias que podrían ser abastecidas desde el país importador/exportador deben ser obtenidas previo a la elaboración del Despacho y debe ser recíproco entre los sistemas. Para el cálculo de las curvas de oferta de importación/exportación para Perú, Ecuador considera la influencia de la interconexión existente con Colombia. Valores estimados [16] La estimación de valores, es necesaria para lograr consolidar los precios de oferta de importación/exportación, ambos reflejados en el nodo frontera. Por lo tanto, en apego a la Regulación CONELEC No. 002/04 y de acuerdo al numeral 5.3 de la citada Regulación, a continuación se presenta la metodología con la cual se determina cada uno de estos elementos: Costo marginal de mercado, reflejado en el nodo frontera (nodo frontera) Se determina como el costo marginal en la barra de mercado multiplicado por el factor de nodo frontera (ecuación 4.1). Donde los factores de nodo obtenidos mediante un flujo de potencia DC, en base del despacho económico de generación programado.

77 CAPÍTULO 4 62 Metodologías USD USD CMM CMBM F NF = MWh MWh nodo (4.1) Donde: CMBM: Costo marginal en la barra de mercado. Fnodo: Factor de nodo del nodo frontera. Costo equivalente de potencia CE P USD 5,7 PRPD kw USD kw mes MWh = E E [ MWh] punta + media [ ] (4.2) Donde: PRPD: Magnitud de la potencia remunerable puesta a disposición del trimestre que transcurre. E Punta +E Media : Magnitud estimada de la energía de demanda mensual en subestaciones de entrega para los períodos de media y punta, obtenidos del plan de operación. Costo de reserva para regulación secundaria de frecuencia La estimación de este cargo, se obtiene multiplicando el porcentaje de reserva secundaria de frecuencia por la potencia media mensual y por el precio unitario de potencia -PUP y dividiendo ese valor para la suma de las energías mensuales previstas a entregar en períodos de demanda media y punta, estimadas de la energía de demanda mensual en subestaciones de entrega obtenidos del plan de operación.

78 CAPÍTULO 4 63 Metodologías La potencia media se obtiene de la siguiente manera: Donde: [ MWh] [ h] EP P [ MW] = m (4.3) # H m EP m : Energía prevista para el mes que transcurre, obtenida del plan de operación. #H m : Número de horas del mes que transcurre del mes. Por lo tanto, el cargo por RSF se obtiene mediante la siguiente ecuación: C RSF USD MWh = 0,04 P E Punta [ MW] + E 5,7 Media USD MWh [ MWh] (4.4) Costo fijo de transmisión El CONELEC suministra el valor del costo fijo de transmisión que debe ser utilizado en el cálculo y este valor es de 0,6648 USD/MWh. Costo de generación obligada y forzada Este costo horario se programa por requerimientos de calidad del servicio y seguridad del sistema y corresponde a los costos de aquellas unidades que son despachadas con costo variable superior al costo marginal de mercado y proviene del despacho económico de generación. CGF USD MWh G CVPi i = 1 = USD MWh F NODO k E h CMBM [ MWh] USD MWh GB i [ MWh] ( 4.5)

79 CAPÍTULO 4 64 Metodologías Donde: CVP i : Costo variable de la producción de la unidad de generación. CMBM: Costo marginal en la barra de mercado. FNODO k : Factor de nodo de la barra k donde está conectada la unidad o central de generación. GB i : Generación requerida de la unidad o central de generación. Eh: Demanda total del sistema en el período horario h. Costo de la remuneración variable de transmisión RVT, correspondiente al ecuatoriano del enlace internacional tramo Este costo corresponde a la remuneración variable del Transmisor del tramo ecuatoriano, en caso que no hubiera sido incluido en el cálculo del factor de nodo del nodo frontera DESCRIPCIÓN DEL PROCEDIMIENTO DE LA PROPUESTA El Despacho Bilateral, busca definir la rentabilidad económica para ciertos bloques de demanda radial que incurriría el país al importar energía eléctrica (Ecuador) desde Perú en base a la comparación de costos totales. Importación por parte de Ecuador El período comprendido entre el 21 y 27 de mayo del 2005, fue el escenario considerado debido a la importación de energía por parte de Ecuador desde Perú durante la emergencia vivida en el 2005 por desabastecimiento energético. La

80 CAPÍTULO 4 65 Metodologías decisión de importar electricidad para el período señalado, consideró la metodología descrita en los siguientes pasos: En base al despacho de generación de los sistemas de Colombia, Ecuador y Perú interconectados, se dispuso de los costos marginales de energía ubicado en la barra de mercado para Ecuador (P1 en US$/MWh). Se simuló el despacho de generación de los sistemas Colombia y Ecuador interconectados, sin el sistema de Perú. Como resultado se obtuvieron los costos marginales de la energía en Ecuador (P0 en US$/MWh). La decisión de importar energía eléctrica, se habilita el momento que Ecuador (hora 0) se comprometa a importar todo el bloque de demanda durante las 24 horas, en base al siguiente argumento: si el costo total (CT 1 ), resultado de la maximización entre el costo de importar electricidad (CIE) y el costo del país exportador para abastecer la demanda radial (CPE), es menor al costo autónomo del país importador (CLE); caso contrario no se habilita el intercambio para ninguna hora del día. El beneficio neto para Ecuador atribuible a la importación de energía eléctrica desde Perú para un determinado bloque de demanda radial, es la suma del beneficio calculado para cada bloque de demanda, mediante la siguiente expresión: 24 ( P0i - P1i ) " BEcua = DR (4.6) imp i= 1 i Donde: i: Índice del bloque de demanda. BEcua imp : Beneficio de Ecuador por importación de energía (US$).

81 CAPÍTULO 4 66 Metodologías DR : Demanda de energía de Ecuador en el bloque i (MWh). Si en el bloque i no existe importación de energía, BEcua = 0. Exportación por parte de Ecuador La decisión de exportar energía eléctrica hacia Perú, queda a decisión facultativa del país importador, puesto que esta metodología no pretende intervenir sobre la situación interna del Perú; por consiguiente, para el caso de análisis la metodología sigue los siguientes pasos: En base al despacho de generación de los sistemas de Colombia y Ecuador autónomo, sin el sistema de Perú, se dispuso de los costos marginales de energía ubicado en la barra de mercado para Ecuador (P2 en US$/ MWh). Se simuló el despacho de generación de los sistemas Colombia, Ecuador y Perú interconectados, Como resultado se obtuvieron los nuevos costos marginales de la energía en la barra de mercado para Ecuador (P3 en US$/MWh). De igual forma, la decisión de exportar energía eléctrica para abastecer la demanda radial de Zorritos en Perú, es en base al criterio señalado anteriormente para el caso ecuatoriano. El beneficio neto para Ecuador atribuible a la exportación de energía eléctrica hacia Perú para un determinado bloque de demanda radial, es la suma del beneficio calculado para cada bloque de demanda, mediante la siguiente expresión: Donde: 24 ( P3i - P2i ) " BEcua = DR (4.7) exp i= 1 i

82 CAPÍTULO 4 67 Metodologías i: Índice del bloque de demanda. BEcua exp : Beneficio de Ecuador por exportación de energía (US$). DR : Demanda de energía de Perú en el bloque i (MWh). Si en el bloque i no existe exportación de energía, BEcua = 0 Consecuentemente, de acuerdo a la propuesta metodológica de Despacho Bilateral Ecuador-Perú en Operación Radial, el algoritmo que define el intercambio bilateral de energía eléctrica se indica en el Anexo A, el mismo que está compuesto por tres tipos de costos para abastecer la demanda radial y estos son los que se indican a continuación: [17] Costo de abastecer la demanda radial con recursos de generación local CLE = 24 t= 1 PMI DR t t (4.8) Donde: t: Índice del período y viene expresado en horas. PMI: Precio marginal para cada período horario, con el cual se cubre directamente la demanda radial a través del parque generador autónomo del país importador y viene expresado en USD/MWh. DR: Bloques de demanda radial que serían abastecidas por el país exportador y viene expresado en MWh.

83 CAPÍTULO 4 68 Metodologías Costo de abastecer la demanda radial con importación de electricidad CIE 24 = t= 1 POIt DR t + CONX + DESX (4.9) Donde: t: Índice del período y viene expresado en horas. POI: Precio de oferta al que está dispuesto a comprar la electricidad el país importador y viene expresado en USD/MWh. DR: Bloques de demanda radial que serían abastecidas por el país exportador y viene expresado en MWh. CONX:Costo expresado en dólares americanos, con el cual se procede a conectar el enlace que alimenta la carga radial de Ecuador desde Perú o viceversa y se encuentra a cargo del país exportador. DESX:Costo expresado en dólares americanos, con el que se incurre a desconectar el enlace que alimenta la carga radial de Ecuador desde Perú o viceversa y se encuentra a cargo del país exportador. Costo del país exportador para abastecer la demanda radial del país importador CPE 24 = t= 1 POEt DR t + CONX + DESX (4.10) Donde: t: Índice del período y viene expresado en horas.

84 CAPÍTULO 4 69 Metodologías POE: Precio de oferta al que está dispuesto a vender la electricidad el país exportador para cubrir el bloque de demanda radial del país que desea importar electricidad y viene expresado en USD/MWh. DR: Bloques de demanda radial que serían abastecidas por el país exportador y viene expresado en MWh. CONX:Costo expresado en dólares americanos, con el cual se procede a conectar el enlace que alimenta la carga radial de Ecuador desde Perú o viceversa y se encuentra a cargo del país exportador. DESX:Costo expresado en dólares americanos, con el cual se incurre a desconectar el enlace que alimenta la carga radial de Ecuador desde Perú o viceversa y se encuentra a cargo del país exportador ANÁLISIS DE LA PROPUESTA Con relación al análisis de la propuesta que permita el Despacho Bilateral Ecuador-Perú, se presenta los siguientes lineamientos que se debe tomar a consideración: En un inicio (hora 0), uno de los dos países toma la decisión de importar/exportar energía eléctrica. Ecuador por ejemplo previa comparación entre los siguientes costos totales: costo de abastecer la demanda radial con generación local (CLE) y el máximo costo entre el costo de importar (CIE) y el costo del país exportador para cubrir dicha demanda (CPE), decide habilitar o deshabilitar la importación de energía para todo el período diario, lo cual puede resultar inconveniente para el país importador pues le puede resultar conveniente al país, importar para cierto número de horas. A efectos del presente análisis, la decisión de importar electricidad se debería definir entre los costos: importar electricidad (CIE) y el del país exportador para

85 CAPÍTULO 4 70 Metodologías abastecer dicha demanda (CPE), es decir, si el costo de importar electricidad resulta ser superior al costo del país exportador entonces se habilitaría la transacción de importación. Debido a las características particulares que presenta la interconexión radial de 220 kv entre Ecuador y Perú, este tiene el inconveniente de imposibilitar cambios del flujo de energía eléctrica en el transcurso del día. El flujo de intercambio eléctrico en el enlace Ecuador-Perú, se encuentra limitado además de la capacidad del enlace por sobrecostos de conexión y desconexión (costos operativos) que asume el país importador, estos requieren ser precisados. 4.3 METODOLOGÍA: DECISIÓN DE INTERCAMBIOS ECUADOR- PERÚ ANTECEDENTES La Decisión de Intercambios, es una opción de intercambio que permite evaluar para cada hora que tan factible y beneficioso le resulta al país importar energía eléctrica al realizar una búsqueda exhaustiva de todas las posibles opciones de intercambio a través de un árbol de búsqueda o grafo orientado usando la programación dinámica como herramienta de solución. Para facilitar la interpretación sobre la programación dinámica, se puede hacer referencia al Anexo B. Se conoce que el proceso de integración con Colombia fue beneficioso, lo cual condujo a la puesta en marcha de la interconexión eléctrica a 220 kv entre Ecuador y Perú, los mismos que iniciaron acciones a favor de la integración de sus mercados eléctricos, resultado de esas gestiones se presenta una propuesta metodológica alternativa denominada como Decisiones de Intercambios en apego al marco normativo de la Decisión CAN 536.

86 CAPÍTULO 4 71 Metodologías Lo cual condujo el desarrollo de una normativa nacional, mediante la Regulación No. CONELEC-002/04, la cual establece en el ámbito operativo y comercial el procedimiento para llevar a cabo la coordinación de los despachos económicos efectuado por los Administradores de los Mercados interconectados; sin embargo, dentro de la citada regulación, se observa que su aplicabilidad tiende hacia la operación sincronizada. En el numeral 4.2 y 4.3 de la citada regulación, se refiere al procedimiento para realizar el despacho diario programado del sistema ecuatoriano y la valorización de la electricidad, las cuales establecen: [18] El CENACE realizará el despacho económico de los recursos de generación disponibles en nuestro sistema, considerando una demanda internacional inicial de 0 MW con incrementos graduales hasta la capacidad máxima de transferencia, definida por los estudios eléctricos... Se adopta como criterio para determinar los incrementos graduales de demanda internacional, la disponibilidad diaria de las unidades y plantas de generación, ordenadas por mérito económico y cuya operación implique una modificación en el costo marginal de mercado. Para este fin, el CENACE aplicará las reglas de despacho establecidas en la normativa vigente y deberá intercambiarse la información con el operador del sistema del país involucrado. El precio de la electricidad en los nodos frontera para una demanda internacional de 0 MW, corresponde a la disposición de comprar energía por parte del sistema ecuatoriano; mientras que, los precios para los bloques de demanda diferentes de 0 MW (oferta de exportación), corresponden a la disposición a vender la electricidad por parte del sistema ecuatoriano. El cálculo del precio de la electricidad en los nodos frontera debe ser realizado con valores estimados ex-ante. Por lo tanto, el CENACE ve necesario formular un modelo que represente el escenario de intercambio eléctrico bajo un problema de optimización dinámica,

87 CAPÍTULO 4 72 Metodologías cuya resolución es por medio de una técnica que se conoce como programación dinámica, en sí el problema refleja las condiciones particulares del enlace radial Ecuador-Perú referentes a la condición operativa DESCRIPCIÓN DEL PROCEDIMIENTO DE LA PROPUESTA El objetivo de esta metodología es determinar para cada hora los períodos en los cuales se puede importar energía eléctrica para ciertos bloques de demanda radial, en base a una función objetivo que maximiza el beneficio económico. Importación por parte de Ecuador La Decisión de Intercambios para importar energía por parte de Ecuador desde Perú durante el período comprendido entre el 21 y 27 de mayo del 2005 el cual fue considerado como escenario hipótesis de análisis. A continuación se describe los pasos de la metodología en estudio: En base al despacho de generación de los sistemas de Colombia, Ecuador y Perú interconectados, se dispuso de los costos marginales de la energía para Ecuador (P1 en US$/ MWh). Se simuló el despacho de generación de los sistemas Colombia y Ecuador interconectados, sin el sistema de Perú. Donde se determinaron los costos marginales de la energía en Ecuador (P0 en US$/MWh). La Decisión de Intercambios para importar energía eléctrica desde Perú, se sustenta en base al principio de Optimalidad de Bellman, el cual expone lo siguiente:

88 CAPÍTULO 4 73 Metodologías Supongamos que u = ( u (0), u (1),..., u ( N 1)) es el control óptimo y es la correspondiente trayectoria de estado óptima. Se considera el subproblema que consiste en max N 1 k= j [ ] + S[ x(n) ] F x(k),u(k),k (4.11) Sujeto a: x( k + 1) = ( x( k), u( k), k), para k = j, j + 1,..., N 1, donde: x ( j) = x u( k) Ω( k), para k = 1, j + 1,..., N 1, Es decir, el subproblema que debe encontrar los controles óptimos en las etapas j+1 a N 1, partiendo de la condición inicial x ( j), en la etapa j+1. Entonces el control óptimo del subproblema formulado es ( u ( j), u ( j + 1),..., u ( N 1)) (vector truncado del N 1 j = + k= j La función J { x( k) } max F[ x( k), u( k), k] S[ x( N) ] u ). [19], proporciona el valor óptimo de la función objetivo del problema truncado en función del estado inicial x ( j), y se llama función valor. Es decir, la aplicación del principio de Optimalidad de Bellman sobre la Decisión de Intercambios entre Ecuador y Perú es un problema que requiere la utilización de un esquema, representado por un algoritmo que introduce la programación dinámica cuyo objetivo es tomar decisiones a cada hora al realizar una búsqueda exhaustiva de todas las posibles opciones de intercambio como se indica en el Anexo C. El problema de optimización para la Decisión de Intercambios consiste en encontrar la trayectoria más larga desde el nodo de origen hasta cualquiera de los nodos de llegada, recorriendo el sentido que indican las flechas guardando un precedente. El beneficio neto para Ecuador atribuible a la importación de energía eléctrica desde Perú para un determinado bloque de demanda radial, se determina por medio de expresión 4.6.

89 CAPÍTULO 4 74 Metodologías Exportación por parte de Ecuador Para el caso de exportación de energía eléctrica hacia Perú por medio de la Decisión de Intercambios, se considera los siguientes pasos: En base al despacho de generación de los sistemas de Colombia y Ecuador autónomo, sin el sistema de Perú, se dispuso de los costos marginales de la energía ubicado en la barra de mercado para Ecuador (P2 en US$/ MWh). Se simuló el despacho de generación de los sistemas Colombia, Ecuador y Perú interconectados, Como resultado se obtuvieron los nuevos costos marginales de la energía en la barra de mercado para Ecuador (P3 en US$/MWh). Respecto a la decisión de exportar energía eléctrica hacia Perú, es en base al criterio de la optimalidad de Bellman indicado anteriormente visto desde el lado peruano. El beneficio neto para Ecuador atribuible a la exportación de energía hacia Perú, se determina por medio de expresión 4.7. Por lo tanto, el esquema de optimización dinámica para la Decisión de Intercambios Ecuador-Perú, se plantea de la siguiente manera: Algoritmo para la comparación de precios y Decisión de Intercambios Ecuador-Perú 24 t= 1 ( POI' t POE t ) D t u t CSt y t CD t z t max (4.12) Sujeto a: Número máximo de maniobras

90 CAPÍTULO 4 75 Metodologías Condiciones iniciales de conexión, x ( 0) = xo Donde: t: Índice del período y viene expresado en horas. POI : Precio de oferta al que está dispuesto a comprar la electricidad el país importador y se considera como equivalente, ya que es del resultado de la influencia del umbral sobre el POI y viene expresado en USD/MWh. POE: Precio de oferta al que está dispuesto a vender la electricidad el país exportador, para abastecer el bloque de demanda radial para cada hora del país que desea importar electricidad y viene expresado en USD/MWh. DR: Bloques de demanda radial que serían abastecidas por el país exportador y viene expresado en MWh. CS: Costo expresado en dólares americanos, el cual incurre al conectar el enlace que alimenta la carga radial de Ecuador desde Perú o viceversa y se encuentra a cargo del país exportador. CD: Costo expresado en dólares americanos, el cual se refiere a la desconexión del enlace que alimenta la carga radial de Ecuador desde Perú o viceversa y se encuentra a cargo del país exportador. Además se deben considerar las variables de tipo binario, las cuales representan las restricciones operativas del enlace; es decir, los posibles estados o eventos suscitados en la interconexión entre Ecuador y Perú. A continuación, se presenta una tabla resumen con todas las variables frente a cada acontecimiento.

91 CAPÍTULO 4 76 Metodologías Variable 1 0.u Estado de conexión Estado de desconexión.y Incide en arranque Caso contrario.z Incide en desconexión Caso contrario Tabla 4.1 Variables binarias en Restricciones Operativas - Decisión de Intercambio entre Ecuador y Perú ANÁLISIS DE LA PROPUESTA Frente a la propuesta de Decisión de Intercambios entre Ecuador y Perú, se presenta los siguientes argumentos que sustentan el análisis desde la perspectiva de su aplicación: Los cambios horarios entre estados operativos durante el transcurso del día, requieren ser precisados ya que son susceptibles a la influencia por las restricciones del entorno a la interconexión. Pueden presentarse situaciones de alguna diferencia, según la formulación que se emplee en la programación dinámica ya sea recursividad de avance o retroceso conforme transcurre el tiempo, puesto que en términos de cálculo son equivalentes. Es importe mencionar, que la propuesta metodológica en mención tiene un grado de complejidad en comparación con la propuesta metodológica de Despacho Bilateral, lo que puede mal interpretarse y propender su desuso, más ambas caminan hacia el mismo objetivo que es tomar decisiones que sustenten el intercambio bilateral de energía eléctrica entre Ecuador y Perú, en base a la determinación de los períodos más adecuados.

92 CAPÍTULO 4 77 Metodologías 4.4 EJEMPLO DE APLICACIÓN PARA LA IMPORTACIÓN Para el citado ejemplo, se consideró como escenario el primer día de emergencia por desabastecimiento energético (21 de mayo del 2005) de Ecuador. Para ser más explicito, a continuación se indica las condiciones bajo las cuales se dio a lugar este acontecimiento, información que fue obtenida de la referencia [20]. El 19 de mayo del 2005 a las 00:31 horas, explotó el banco de la fase C del autotransformador ATQ 138/69 kv de la S/E Machala, lo cual provocó la pérdida total del servicio eléctrico para la provincia de El Oro. El CENACE coordinó con TRANSELECTRIC S.A la adecuación de: Circuito 2 de la L/T Milagro-San Idelfonso-Machala (69kV) L/sT Balao Naranjal (69 kv) L/T Machala-Zorritos (220 kv) En el Anexo D, a mayo del 2005 se muestra en detalle las unidades generadoras consideradas tanto para el Mercado Eléctrico del Ecuador (28 generadores hidráulicos, 97 generadores térmicos y la interconexión con Colombia y Perú) como para el Mercado Eléctrico del Perú (25 generadores hidráulicos, 61 generadores térmicos y la interconexión Ecuador). A continuación se describe la simulación para ambas metodologías en estudio, a través de una aplicación desarrollada en EXCEL. En base al despacho diario programado de los recursos de generación para los sistemas interconectados de Colombia, Ecuador y Perú, se dispuso de los costos marginales (ubicado en la barra Pascuales a 230 kv) y los precios de importación (POI) de la energía para Ecuador. De igual forma de la página web del COES, se dispuso los precios de exportación (POE) y los costos operativos (CONEXIÓN/DESCONEXIÓN) con los cuales se procede a conectar el enlace

93 CAPÍTULO 4 78 Metodologías que alimenta la carga radial de Ecuador desde Perú. Todo lo mencionado se detalla en la tabla 4.2. En el Anexo E se muestra el despacho para el sistema ecuatoriano y colombiano autónomo y un segundo despacho cuando se ha decidido importar energía desde Perú. De igual forma el despacho del sistema peruano antes y después de la exportación de energía hacia Ecuador. HORA Demanda El Oro (MW) Día: 21 de Mayo del 2005 CM Ecua+Col (USD/MWh) POI (USD/MWh) POE (USD/MWh) CONEXIÓN (USD) CM: Costo marginal en la barra de mercado POI: Precio de oferta de importación (Precio nodal S/E Machala) POE: Precio de oferta exportación (Precio nodal S/E Zorritos) DESCONEXIÓN (USD) Tabla 4.2 Datos iniciales para las simulaciones de Intercambio Bilateral, 21 de mayo del 2005 Al simular ambas metodologías para el intercambio bilateral de energía en base a los datos iniciales mencionados anteriormente. Se puede apreciar en la figura 4.5, los períodos en los cuales se habilita la importación de energía desde Perú para cada metodología bajo el escenario propuesto. Es así, que los resultados obtenidos que se recogen en la tabla 4.3, los cuales fueron obtenidos en base a

94 CAPÍTULO 4 79 Metodologías los diferentes criterios para definir el intercambio de energía en apego a los numerales y 4.2.6, se obtuvo los siguientes resultados: La propuesta metodológica de Despacho Bilateral, indica que no es conveniente para Ecuador importar energía durante el período analizado debido ya que es más rentable para Ecuador abastecer la demanda radial de El Oro con generación local (USD ,62) versus (USD ,08) que le representaría al país abastecer la demanda de El Oro con importación de electricidad, mientras que la propuesta metodológica de Decisión de Intercambios, señala que Ecuador debe importar energía eléctrica desde Perú durante todo el día. Esta decisión se sustenta bajo los siguientes argumentos: Para esta última metodología, los bloques horarios en los cuales se habilita la importación de energía son los estados 1 y 2, los cuales representan los siguientes acontecimientos: (1) El bloque se encuentra conectado y posteriormente ha sido sincronizado en el transcurso del día. (2) El bloque se encuentra conectado pero no se ha producido en el transcurso del día sincronización alguna. Además, se considera las siguientes condiciones iniciales (hora cero): Si x(0) es el estado inicial del bloque Costo(x(0)) = 0 caso contrario Costo(x(0)) = - = Bajo estas consideraciones, se procede a evaluar para cada hora todas las posibles opciones en los cuales se habilite el intercambio. Es así, que después del proceso de optimización, los resultados que se recogen en la tabla 4.3, del total de combinaciones factibles, se considerará la que reporte el mejor beneficio como se puede apreciar en el estado 1, lo cual significa que se habilita la importación.

95 CAPÍTULO 4 80 Metodologías Sin embargo, la diferencia entre la condición inicial asumida de y las utilidades del generador y costos por detener el generador que se agregan en cada etapa a lo largo del proceso de optimización, reflejan valores negativos en los estados 2 y 4. De ser el caso, que el camino óptimo de intercambio hubiese resultado ser el estado 2, el Ecuador puede optar por no participar del intercambio para esas horas MW USD/kWh Día 21 Flujo Zorritos-Machala: Metod II (MW) Flujo Zorritos-Machala: Metod I (MW) CM Ecua Col CN Zorritos Per POI Ecua Col Figura 4.5 Período horario para el Intercambio Bilateral de Energía, 21 de mayo del 2005 Metodología: Despacho Bilateral Metodología: Decisión de Intercambios ENCENDIDO APAGADO HORA CLE (USD) CIE (USD) CPE (USD) Flujo Zorritos-Machala (MW) Flujo Zorritos-Machala (MW) Estado 1 (USD) Estado 2 (USD) Estado 3 (USD) Estado 4 (USD) , ,00 0, , , , ,08 0,00 31,99 566, ,31 0, , , , ,65 0,00 30,50 276, ,57 0,00-566, , , ,69 0,00 28, , ,28 0,00 276, , , ,93 0,00 28, , ,61 0, , , , ,21 0,00 28, , ,82 0, , , , ,62 0,00 29, , ,88 0, , , , ,62 0,00 26, , ,78 0, , , , ,07 0,00 28, , ,98 0, , , , ,91 0,00 31, , ,99 0, , , , ,08 0,00 34, , ,97 0, , , , ,40 0,00 35, , ,69 0, , , , ,71 0,00 34, , ,74 0, , , , ,60 0,00 34, , ,39 0, , , , ,55 0,00 33, , ,20 0, , , , ,28 0,00 32, , ,39 0, , , , ,81 0,00 33, , ,92 0, , , , ,92 0,00 33, , ,61 0, , , , ,67 0,00 38, , ,78 0, , , , ,23 0,00 44, , ,34 0, , , , ,15 0,00 43, , ,25 0, , , , ,38 0,00 41, , ,40 0, , , , ,68 0,00 45, , ,17 0, , , , ,09 0,00 41, , ,44 0, , , , ,75 0,00 35, , ,93 0, , , , ,09 Tabla 4.3 Resultados de las simulaciones frente al Intercambio Bilateral de Energía, 21 de mayo del 2005

96 CAPÍTULO 4 81 Metodologías En base a un análisis de beneficios y perjuicios, los beneficios netos para Ecuador y Perú atribuibles a la importación y exportación de energía eléctrica derivado de la propuesta metodológica Decisión de Intercambios son: USD ,37 y 4.034,09 respectivamente, los cuales se determinan mediante las ecuaciones 4.6 y 4.7. Las figuras 4.6 y 4.7 muestran que el beneficio económico que aporta la metodología de Decisión de Intercambios Ecuador-Perú frente a la metodología de Despacho Bilateral Ecuador-Perú, es mejor ya que está basada en un proceso de optimización Ecuador Beneficio Consumidor (millones USD) Perjuicio Generador (millones USD) Beneficio neto (USD) Met. I Met. II 0, ,15 0, ,78 0, , USD c USD/kWh Día 21 6 Beneficio Met. I (USD) Beneficio Met. II (USD) CM Ecua Col CM Ecua Col Per Figura 4.6 Beneficios económicos de Ecuador al importar energía, 21 de mayo del 2005

97 CAPÍTULO 4 82 Metodologías Perú Met. I Met. II Beneficio Generador(millones USD) 0, ,98 Perjuicio Consumidor (millones USD) 0, ,89 Beneficio neto (USD) 0, , USD USD/kWh Día 21 6 Beneficio Met. I (USD) Beneficio Met. II (USD) CM Perú CMexp Perú Figura 4.7 Beneficios económicos de Perú al exportar energía, 21 de mayo del 2005 Para las simulaciones de exportación hacia el sistema peruano, es un análisis similar al ejemplo de importación. En el mismo Anexo D se muestra en detalle las unidades generadoras consideradas tanto para el Mercado Eléctrico del Ecuador (33 generadores hidráulicos, 109 generadores térmicos y la interconexión con Colombia y Perú) como para el Mercado Eléctrico del Perú (26 generadores hidráulicos, 72 generadores térmicos y la interconexión Ecuador). Para la determinación de los períodos de intercambio para las dos propuestas metodológicas: Despacho Bilateral y Decisión de Intercambios, se consideran los costos marginales (barra de mercado ubicado en la S/E Santa Rosa-Perú) además de los precios de oferta de exportación (precio nodal en la barra Machala-Ecuador) e importación (precio nodal en la barra de Zorritos-Perú). Además se considera las características y restricciones de la operación radial del sistema.

98 CAPÍTULO 5 83 Estudio de Casos: Importación/Exportación CAPÍTULO 5 ESTUDIO DE CASOS: IMPORTACIÓN/EXPORTACIÓN 5.1 INTRODUCCIÓN En el presente capítulo se plantea y analiza los dos posibles casos de estudio mediante la simulación de transacciones de importación/exportación de energía eléctrica entre Ecuador y Perú por medio de una aplicación desarrollada en EXCEL [21]. Se valida las metodologías propuestas con uno de los eventos que vivió el país en el 2005 (Importación de Emergencia) y donde no se utilizó ninguna metodología para las Transacciones Internacionales de Electricidad. 5.2 PAÍS EN CONDICIÓN DE IMPORTACIÓN ANTECEDENTES Ecuador siempre ha tenido un déficit energético pero una de las cuestiones conflictivas que se ha presentado en materia de importación de energía eléctrica se vincula con la situación de emergencia vivida entre el 21 y 27 de mayo del 2005, período donde se transfirió electricidad desde Perú hacia Ecuador a través del enlace internacional Machala-Zorritos a 220 kv. Esta exportación de electricidad a Ecuador se desarrolló bajo el marco de la normativa peruana, con garantía de la cobertura de todos los costos incurridos en el suministro, las cuales aceptó asumir con las garantías económicas (USD millones) ofrecidas por TRANSELECTRIC S.A.

99 CAPÍTULO 5 84 Estudio de Casos: Importación/Exportación Es importante mencionar que esta primera interconexión eléctrica del Perú con el Ecuador se pudo materializar exitosamente en un tiempo muy corto debido a la decisión política de ambos gobiernos para atender la emergencia de Machala y a los avances logrados en las conversaciones efectuadas entre los organismos operadores de ambos países, el COES del Perú y el CENACE del Ecuador, así como al apoyo de las empresas transmisoras involucradas, REP del Perú y TRANSELECTRIC del Ecuador. Por lo tanto resulta útil, en base a este escenario analizar la aplicabilidad de metodologías claras y transparentes que pudieron haber facilitado el suministro de electricidad en forma bilateral durante este período, todo ello encaminado a establecer ideas que se adecuen a este problema en particular para futuras condiciones de emergencia que pudiera enfrentar el país CONSIDERACIONES INICIALES Para poder llevar a cabo las simulaciones, la importación de electricidad se considera como una generación adicional en el nodo frontera, a fin de incluir dentro del despacho diario programado de los recursos de generación ecuatoriano, tal como si se dispusiera de un generador virtual adicional. Como parte del problema, se requiere algunas consideraciones básicas, las cuales son descritas a continuación: Debido a condiciones del suministro de energía y la característica radial del sistema, Ecuador se declara en un inicio como el país importador de electricidad y únicamente se considera los costos operativos del enlace, más no cargos fijos de potencia 9 de Perú. 9 Es el pago que se atribuye a las unidades de punta para estabilizar sus ingresos durante el año por su potencia o capacidad instalada cuyo valor es de 10,70 USD/MWh. Fuente. COES

100 CAPÍTULO 5 85 Estudio de Casos: Importación/Exportación No se dará paso a la importación de electricidad si no se considera la presencia de las unidades de generación de la central Machala Power necesarias para respaldar la interconexión. Debido a la interconexión radial, los bloques de demandas radiales de El Oro pasan a ser trasladados hacia el sistema peruano. Por consiguiente se dispuso las demandas radiales de El Oro para los días entre el 21 y 27 de mayo del 2005, como se indica en la figura Día 21 Día 22 Día 23 Día 24 Día 25 Día 26 Día 27 Figura 5.1 Demandas radiales El Oro entre el 21 y 27 Mayo del 2005 Fuente. CENACE Se dispuso de un despacho inicial Colombia, Ecuador y Perú interconectados donde se obtuvieron los costos en la barra de mercado de Ecuador (barra Pascuales a 230 kv) después de la importación; adicionalmente se procedió a determinar los costos marginales de Colombia-Ecuador sin Perú, es decir antes de la importación. Esto fue bajo el criterio de mantener el aporte hidráulico del sistema y variabilizar el aporte térmico.

101 CAPÍTULO 5 86 Estudio de Casos: Importación/Exportación Adicionalmente, se consideraron los precios nodales ubicados en las barras de Machala y Zorritos, que fueron los precios de oferta de importación y exportación respectivamente. Finalmente, los costos operativos de conexión y desconexión asociados a la importación de electricidad se adjudican al país importador y en base al Artículo 5 del acuerdo CAN 536, el cual establece: Las restricciones e inflexibilidades operativas asociadas con las transacciones de importación y exportación serán tratadas en las mismas condiciones para agentes internos y externos ANÁLISIS DE RESULTADOS A la luz de los resultados, como una forma de contribuir a la formación de señales económicas adecuadas que faciliten el intercambio bilateral, los nuevos costos marginales dentro del mercado eléctrico ecuatoriano mostraron una disminución debido al ingreso de generación más eficiente por parte del sistema peruano, como se puede analizar en la figura 5.2. Por lo tanto la demanda se ve beneficiada debido a que ve un costo marginal menor, mientras que los generadores se ven perjudicados debido a que perciben un costo marginal menor por su energía y se produce un desplazamiento de algunos generadores, debido al ingreso de generación de menor costo.

102 CAPÍTULO 5 87 Estudio de Casos: Importación/Exportación , ,62 14,50 14,68 14,68 USD/ kwh ,67 12,83 8,28 8,78 14,09 13,90 13,78 14,53 13, Día 21 Día 22 Día 23 Día 24 Día 25 Día 26 Día 27 CM1 CM2 imp Figura 5.2 Costos marginales ponderados del MEM ecuatoriano durante la semana del mayo del 2005 (antes y después de la importación) A la vez los costos marginales para el sistema peruano mostraron un incremento debido a la exportación de electricidad hacia el sistema ecuatoriano, como se indica en la figura ,65 8,67 8,67 8,72 8,69 8,70 USD/kWh ,16 8,40 8,05 8,13 8,05 8,37 8,02 8, Día 21 Día 22 Dia 23 Día 24 Día 25 Día 26 Día 27 CM1 CM2 exp Figura 5.3 Costos marginales promedio del sistema peruano durante la semana del mayo del 2005 (antes y después de la exportación)

103 CAPÍTULO 5 88 Estudio de Casos: Importación/Exportación Con los resultados de la figura 5.2, se comprueba que siempre es adecuado importar energía eléctrica. De igual forma el país exportador percibe un beneficio económico. Es así que los resultados obtenidos de las simulaciones para el período analizado, el Ecuador percibiría un beneficio de USD ,60 y USD ,02 al importar electricidad, mientras que Perú obtendría USD ,00 y USD ,00 al exportar electricidad a través de las metodologías de Despacho Bilateral y Decisión de Intercambios respectivamente, como se indica en las figuras 5.4 y Ecuador Met. I Met. II Beneficio neto (USD) , , USD Día 21 Día 22 Dia 23 Día 24 Día 25 Día 26 Día 27 Beneficio Met. I (USD) 0, ,84 0,00 0,00 0, , ,76 Beneficio Met. II (USD) , ,84 0,00 0,00 0, , ,76 Beneficio Met. I (USD) Beneficio Met. II (USD) Figura 5.4 Beneficio económico de Ecuador frente a la importación de electricidad desde Perú

104 CAPÍTULO 5 89 Estudio de Casos: Importación/Exportación Perú Met. I Met. II Beneficio neto (USD) , USD Día 21 Día 22 Dia 23 Día 24 Día 25 Día 26 Día 27 Beneficio Met. I (USD) 0, ,00 0,00 0,00 0, , ,00 Beneficio Met. II (USD) 4.034, ,00 0,00 0,00 0, , ,00 Beneficio Met. I (USD) Beneficio Met. II (USD) Figura 5.5 Beneficio económico de Perú frente a la exportación de electricidad hacia Ecuador En el Anexo F, se muestra los resultados obtenidos respecto a los períodos de intercambio y los beneficios económicos que aportan ambas metodología para importación/exportación de Ecuador y Perú respectivamente, donde la alternativa propuesta bajo Decisión de Intercambios presenta un mayor beneficio (Para el Ecuador USD ,46 y para el Perú USD 4.034,00) respecto a la metodología de Despacho Bilateral, ya que está basada en un proceso de optimización que implica el uso de un algoritmo que maximiza el beneficio económico. Por lo tanto es una mejor opción. Ante todo, bajo cualquier escenario en el corto plazo, el suministro de electricidad en forma bilateral se justifica dada la situación de crisis por la que atravesó el sistema ecuatoriano. No obstante la operación de la interconexión para alimentar bloques radiales es una buena solución en el corto plazo, pero no debe ser visualizada como objetivo de operación permanente.

105 CAPÍTULO 5 90 Estudio de Casos: Importación/Exportación 5.3 COMPARACIÓN CON LA SITUACIÓN DE EMERGENCIA DE MACHALA DEL 2005 Así como se han planteado estas dos metodologías que permitan el intercambio bilateral de electricidad a través de la obtención de períodos para importación/exportación junto a los beneficios económicos, también pueden presentarse visiones distintas respecto de cuál sería la mejor metodología. Estas visiones diferentes hacen surgir bastante discusión entorno a cual es la mejor solución y la única referencia reciente fue el suceso que se conoce como la emergencia de Machala vivida en el Con el fin de comparar ambas metodologías evaluadas en el Capítulo 4, se estableció esta sección que constituye el aporte fundamental del estudio puesto que se quiere evaluar nuevas metodologías que permitan el intercambio de energía en forma bilateral entre los mercados eléctricos de Ecuador y Perú. La importación que se realizó durante la semana del 21 al 27 de mayo fue de tipo forzada en base a los costos marginales de corto plazo del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional -SEIN del Perú. Es importante señalar que la importación de energía eléctrica que se realizó durante la semana del 21 al 27 de mayo del 2005, ingreso al país como generación forzada y bajo estos términos no existe metodología que justifique un intercambio recíproco y no discriminatorio, es decir, si a Ecuador le llegaban a ofrecer precios superiores con los cuales se realizó la transacción, es seguro que Ecuador los terminaba aceptando debido a la situación de emergencia que atravesó. Más el escenario para el análisis se considera como una hipótesis. Por lo tanto, en base a los resultados obtenidos de las simulaciones, la rentabilidad beneficio para Ecuador fue de USD ,02 y USD ,60 por medio del método de Decisión de Intercambios y de Despacho Bilateral respectivamente.

106 CAPÍTULO 5 91 Estudio de Casos: Importación/Exportación Cada metodología se adapta a las características del enlace radial y para conocer sus fortalezas y debilidades se los debe analizar por medio de los siguientes criterios: óptimo económico, corregibilidad, aceptabilidad y simplicidad, como se indica en la tabla 5.1. Metodología Despacho Bilateral Metodología Decisión de Intercambio Óptimo Económico Pobre Aceptable Corregibilidad Bueno Bueno Aceptabilidad Aceptable Aceptable Simplicidad Aceptable Pobre Tabla 5.1 Comparación de modelos De acuerdo con la tabla 5.1, se observa que ningún modelo cumple con todos los criterios. Las metodologías expuestas son aceptables en cuanto a Aceptabilidad, sólo la metodología de Decisión de Intercambios se presenta adecuada al alcanzar el óptimo económico, mientras que en el término simplicidad no es adecuado. Por medio de la tabla se observa que el modelo a implantarse depende de acuerdo al escenario que se este viviendo en el momento de la decisión. Respecto a las características de la interconexión radial se puede implantar la metodología de Despacho Bilateral de forma más rápida debido a su simplicidad respecto a la metodología de Decisión de Intercambios, la cual puede requerir cambios más elaborados. La aceptabilidad depende del grado de comunicación que realiza el Administrador del Mercado para promocionar los beneficios. La mejor opción es la metodología de Decisión de Intercambios debido a que poseen beneficios notorios para el país. En las otras características se observa que los dos modelos presentan parámetros similares.

107 CAPÍTULO 5 92 Estudio de Casos: Importación/Exportación 5.4 PAÍS EN CONDICIÓN DE EXPORTACIÓN ANTECEDENTES El MEM ecuatoriano es el escenario para las simulaciones del intercambio bilateral de energía eléctrica entre Ecuador y Perú, que constituye una alternativa diferente al Despacho Coordinado Tripartito Colombia-Ecuador-Perú que se pretende implementar. De acuerdo al Capítulo 4, la metodología para la determinación de los períodos de intercambio puede ser distinta entre cada método debido al criterio para su solución. Para realizar un análisis y comparación entre los modelos presentados se utilizará una supuesta exportación hacia el sistema peruano durante el mes de junio del 2007, período en que marginó la central hidroeléctrica Paute. En ese período existió condiciones de vertimiento en la central Paute, por lo que se asume que se pudo haber dado las condiciones para la exportación al sistema eléctrico peruano CONSIDERACIONES INICIALES La exportación se considera como una demanda adicional que se incluye al despacho diario programado del parque de generación ecuatoriano, tal como si se tratase de la demanda de un gran usuario. Además se debe incluir los respectivos cargos que involucra la exportación de energía eléctrica como se indica en el numeral del capítulo 4, para este análisis se debe considerar las siguientes características: No se dará paso a la exportación de energía eléctrica si no se considera la presencia de las unidades de generación de la central Machala Power, necesarias para respaldar la operación.

108 CAPÍTULO 5 93 Estudio de Casos: Importación/Exportación Las demandas radiales a abastecer fueron estimadas, en base al crecimiento de la demanda del país de Perú, esto debido a que no se disponía de datos de demanda para el período a analizar. A continuación se detalla el procedimiento a seguir. Se dispuso de la demanda radial de Zorritos para un día laborable del año 2005 y se procedió a ajustarlo para el período 2007, considerando un factor del 12% (crecimiento anual del 6%). Por lo tanto se estableció el siguiente escenario que comprende los días: laborable (lunes a viernes), semilaborable (sábado) y un no laborable (domingo). Como se muestra en la figura 5.6, además se observa que la variación de la demanda presenta zonas de bajo consumo debido a la poca actividad asociada a las horas: de la noche, de un día feriado o de fines de semana y zonas de consumo muy pronunciado corresponde, que corresponde a zonas de mucha actividad simultánea en diferentes sectores y las zonas intermedias MW Factor: 12% Día laboral Día semilaboral Día no laboral Figura 5.6 Demanda radial de Zorritos para el período junio del 2007 Se dispuso de un despacho inicial Colombia y Ecuador interconectados donde se obtuvieron los precios de energía en la barra de mercado de Ecuador antes de la exportación de energía; posteriormente se determinaron los

109 CAPÍTULO 5 94 Estudio de Casos: Importación/Exportación nuevos costos marginales de Colombia, Ecuador y Perú interconectados (después de la exportación). Los resultados obtenidos, están de acuerdo a lo indicado en los numerales 4.8, 4.9 y 4.10 respectivamente; para el caso de exportación hacia el sistema peruano se utilizó la misma aplicación desarrollada en EXCEL ANÁLISIS DE RESULTADOS En virtud de los resultados que se presentan en esta sección, se consideró que a fin de permitir la realización de operaciones de exportación de energía eléctrica hacia el sistema peruano, es necesario por ejemplo que el país atraviese un período representativo de disponibilidad hidráulica o que el sistema ecuatoriano posea unidades más eficientes que el sistema peruano. Para este capítulo se considera la primera hipótesis. Como resultado del presente análisis, se presenta un incremento en los nuevos costos marginales dentro del mercado eléctrico ecuatoriano (como se puede visualizar en la figura 5.7) correspondientes a las nuevas demandas totales (local más exportación), produciéndose para los generadores una ganancia económica, sin embargo la demanda nacional percibe un perjuicio debido al incremento de precios.

110 CAPÍTULO 5 95 Estudio de Casos: Importación/Exportación 6 5 4,79 4,80 4,26 4 USD/kWh 3 3,09 3,10 2, Día laborable Día semilaborable Día no laborable CM1 CM2 exp Figura 5.7 Precios marginales ponderados del MEM ecuatoriano durante el período junio del 2007 (antes y después de la exportación) Las simulaciones comienzan con la obtención de los períodos para cada hora a través del programa de intercambio bilateral desarrollado en EXCEL, en los cuales el sistema de generación ecuatoriano puede abastecer los bloques de demanda radial de Zorritos. Estos resultados no son mandatarios sobre la situación interna del Perú. Los períodos obtenidos por la metodología de Decisión de Intercambios mediante la programación dinámica habilitaron un mayor número de horas, respecto a la metodología de Despacho Bilateral. Por lo que se demuestra que se dispone de un modelo más confiable que maximiza el beneficio neto. La figura 5.8 muestra los cargos asociados determinados para la exportación de energía eléctrica en el mes de junio del 2007, los mismos que son: 2,1826 y 0,6648 USD/MWh en los períodos de media-punta y base respectivamente. Estos cargos son distribuidos para cada hora como un sobrecosto propio del sector eléctrico ecuatoriano y es incluido al precio de oferta para exportación.

111 CAPÍTULO 5 96 Estudio de Casos: Importación/Exportación Figura 5.8 Cargos asociados a la exportación mes de junio del 2007 Para el caso de estudio, a fin de poder comparar entre las metodologías de Despacho Bilateral y Decisión de Intercambios se detallan los resultados en la figura 5.9, en la cual se puede apreciar el beneficio económico atribuible a cada metodología, producto del intercambio eléctrico durante el mes de junio del Se observa un mayor beneficio por parte del método de Decisión de Intercambios respecto al Despacho Bilateral, tomando en cuenta que ambas metodologías realizaron una comparación de precios; sin embargo para el primer escenario, siendo un día laborable de mayor actividad simultánea de diferentes sectores, los precios de oferta para la exportación (Ecuador), se encontraron por debajo de los precios de oferta que publicó el país importador (Perú), lo que no permitió la transacción de exportación.

112 CAPÍTULO 5 97 Estudio de Casos: Importación/Exportación Ecuador Met. I Met. II Beneficio neto (USD) 0, , USD Día laborable Día semilaborable Día no laborable Beneficio Met. I (USD) 0,00 0,00 0,00 Beneficio Met. II (USD) 0, , ,83 Beneficio Met. I (USD) Beneficio Met. II (USD) Figura 5.9 Beneficio económico de metodologías frente al caso de exportación de electricidad Por lo tanto el beneficio neto para el Ecuador asumiendo que se habilita la exportación es de USD ,00.

113 CAPÍTULO 6 98 Conclusiones y Recomendaciones CAPÍTULO 6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES En el desarrollo del presente trabajo, se hizo un análisis sobre metodologías que permitan el intercambio bilateral de electricidad entre los mercados eléctricos de Ecuador y Perú; con ello se observa el beneficio económico que representan las metodologías mencionadas como métodos alternativos para las Transacciones Internacionales de Electricidad. 6.1 CONCLUSIONES Se resolvió dos problemas para el intercambio bilateral de electricidad en el corto plazo, ambas metodologías denominadas como Despacho Bilateral y Decisión de Intercambios trabajan en base a decisiones, la primera utiliza una programación sencilla en base a la comparación de costos totales y el segundo es un problema de optimización horario que maximiza el beneficio, éste último además de realizar la comparación de precios efectúa una búsqueda exhaustiva con todas las posibles opciones de intercambio y se lo resuelve por medio de la programación dinámica. Cada modelo para el intercambio bilateral de electricidad tiene ventajas y desventajas, así la aplicación de uno u otro depende además de las características de la interconexión radial y el comportamiento interno de los mercados eléctricos (ecuatoriano y peruano) a fin de ajustarse a la realidad particular de cada país. La hipótesis para el caso de exportación fue correcta ya que se puede evidenciar para el caso analizado la habilitación de transacciones de electricidad desde Ecuador hacia Perú, escenario que permite obtener cierto

114 CAPÍTULO 6 99 Conclusiones y Recomendaciones número de horas predecibles en los cuales Ecuador está en la disponibilidad de cubrir una demanda radial fuera de los límites nacionales. Mediante las simulaciones se pudo observar que ambas metodologías habilitan ciertos períodos para la importación/exportación de electricidad, ambas consideran dentro de su formulación los mismos escenarios de análisis y los costos antes del intercambio, lo que en un inicio pudo dar a entender un beneficio similar para ambas. Pero debido a que cada metodología tiene diferente origen se planteó esta tesis para realizar un estudio que determine las ventajas y desventajas de cada una. El grado de análisis y complejidad en el desarrollo de una de las metodologías analizadas puede llevar a ser menos comprensible y transparente para los usuarios, en nuestro caso los Operadores del Mercado Eléctrico de Ecuador y Perú. En el ejemplo de aplicación de importación de energía por medio de Decisión de Intercambios se analiza como el Mercado Eléctrico ecuatoriano responde ante precios que entrega el Mercado Eléctrico peruano, maximizando su beneficio sujeto a sus restricciones técnicas. Sin embargo, cuando la ruta de optimización de intercambio es negativa, Ecuador puede optar por no participar del intercambio para esa hora. Mediante los beneficios alcanzados cuando se importa electricidad existe una pérdida para los generadores, un ahorro por parte de los consumidores que da lugar a un beneficio económico neto para el país. Siendo la metodología de Decisión de Intercambios la que presenta mayor beneficio, debido a la maximización del beneficio para el sistema por medio de la programación dinámica que realiza una búsqueda exhaustiva de todas las posibles opciones de intercambio. Los métodos propuestos para el intercambio bilateral basan su aplicación en condiciones similares, ambas metodologías disponen como condición de

115 CAPÍTULO Conclusiones y Recomendaciones inicialización un arranque durante el período analizado tanto de importación como exportación, con el fin de reducir costos derivados de la conexión/desconexión del enlace radial. Estos sobrecostos que no se presentan en la interconexión entre Colombia y Ecuador por citar un ejemplo, se deben distribuir entre quienes reciben los beneficios. Como se analizó en el capítulo 5, debido a la demora en la implementación del Despacho Coordinado Tripartito Colombia-Ecuador-Perú y el desacuerdo normativo entre Ecuador y Perú. Se dispuso de una modalidad alternativa, con la cual se inicie la comercialización de energía por medio del intercambio bilateral de electricidad entre los mercados ecuatoriano y peruano con mecanismos eficientes y participativos; así estas metodologías de intercambio bilateral han demostrado cumplir con estas premisas. 6.2 RECOMENDACIONES A fin de aprovechar las bondades de la tecnología de la información; es necesario que el desarrollo de ambos métodos debe ser claro y sencillo de aplicar de forma que el procedimiento requiera un nivel de información no muy elevado, a fin de que su aplicación sea comprendida por todos y lo que es más importante, que no requiera gran volumen de cálculos. Es necesario tener presente que de acuerdo a los objetivos que se persigan, las condiciones particulares y leyes que rigen en los sistemas, la mejor metodología para cada caso de estudio puede ser distinta a la que mediante el presente análisis aparece como mejor. La flexibilidad de cada metodología para acoplarse a escenarios supuestos depende del grado de corregibilidad, así no necesariamente pueden ser los únicos modelos, en el supuesto caso de desear agregar más condiciones o restricciones a los problemas, se lo puede hacer al modificar la aplicación desarrollada en EXCEL, cuyo código fuente se encuentra en el Anexo G.

116 CAPÍTULO Conclusiones y Recomendaciones Antes de implementar cualquier reforma normativa sobre el tratamiento de los costos fijos de transmisión, es necesario que el sector eléctrico ecuatoriano cuente con los instrumentos necesarios para viabilizar la comercialización eficiente de energía y que propenda al desarrollo de las Transacciones Internacionales de Electricidad pues se conoce que los costos fijos de transmisión de Perú son remunerados en forma mensual, a fin de buscar congruencia con los costos fijos de transmisión de Ecuador, se los debería tratar de manera que ambos sean remunerados en forma horaria.

117 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 102 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS [1] Universidad Pontifica Comillas, Adecuación del Marco Regulatorio para la Integración Regional, Madrid, [2] Mercados Energéticos S.A., Estudio de Transacciones de Electricidad entre las Regiones Andina, América Central y Mercosur, Factibilidad de su Integración - Primera fase, [3] Mercados Energéticos S.A., Análisis de los Acuerdos de Interconexión Ecuador-Colombia: su evolución con Perú y propuesta de ajustes, [4] OLADE, La Integración Energética en América Latina y el Caribe ante la experiencia Europea, [5] Foro Internacional Análisis del Sector Eléctrico Andino, Análisis de los Acuerdos de Interconexión en el marco de la CAN y su evolución para varios países, [6] Página Web de la Comunidad Andina de Naciones, CAN, [7] Página Web de la Comunidad Andina de Naciones, CAN, [8] J. A. Oscullo, Pago de Potencia a través de Opciones: perspectivas de aplicación al Mercado Eléctrico del Ecuador, Tesis de Maestría, Universidad Andina Simón Bolívar Sede Ecuador, [9] Corporación Centro Nacional de Control de Energía, Informe Ejecutivo de Gestión Mensual, Sept 2007.

118 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 103 [10] Página Web del Ministerio de Energía y Minas de Perú, [11] Página Web del Comité de Operación del Sistema Interconectado, COES [12] G. MANKIW, Principles of Microeconomics, MC. GRAW HILL, Second Edition. [13] S. PEREZ, Rentas de congestión en las Transacciones Internacionales de Electricidad: Análisis para Transacciones Ecuador-Colombia, [14] Acta de Acuerdos para la conclusión de los acuerdos operativo y comercial entre CENACE y COES, Agosto 2006 [15] Página Web de Wikipedia, [16] CENACE, Propuesta para la Formación de POE para las Ofertas de la Interconexión Perú, [17] CENACE, COES, Metodología Despacho Bilateral Ecuador-Perú en Operación Radial, propuesta preliminar, Agosto [18] Regulación CONELEC No. 002/04 de la página Web del Consejo Nacional de Electricidad, CONELEC, [19] E. Cerda, Optimización Dinámica, Madrid, [20] Página Web del Centro Nacional de Control de Energía, CENACE, [21] Programa Computacional EXCEL

119 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 104 [22] CENACE, Modelo para la Decisión de Intercambios considerando la Operación Radial de la Interconexión Ecuador-Perú, Enero 2005.

120 ANEXOS 105 ANEXO A: Metodología de Despacho Bilateral Ecuador-Perú ANEXOS ANEXO A: ALGORITMO PARA LA METODOLOGÍA DE, DESPACHO BILATERAL ECUADOR-PERÚ La decisión de importar electricidad se define en la hora 0 y es un problema de comparación de costos totales para cada bloque radial de exportación y para un horizonte de 24 horas. El problema se plantea bajo el siguiente algoritmo: Figura A.1 Algoritmo para la Metodología Bilateral Ecuador-Perú Donde: CLE: Costo de abastecer la demanda radial con los recursos de generación autónomo en el período horario y viene expresado en dólares americanos. CIE: Costo de abastecer la demanda radial con importación de electricidad y viene expresado en dólares americanos. CPE: Costo del país exportador para abastecer la demanda radial del país que desee importar electricidad y viene expresado en dólares americanos.

121 ANEXOS 106 ANEXO A: Metodología de Despacho Bilateral Ecuador-Perú U: Cargo umbral definido por los Organismos Reguladores. Actualmente se lo definió en el 8%, como valor máximo del precio de importación. El problema de intercambio bilateral, se define cuando la función de costo total, resultado de la maximización entre el costo de importar electricidad y el costo del país exportador para abastecer la demanda radial, es menor al costo autónomo del país importador. Por lo tanto, el sentido de la transacción se establece hacia el país importador desde el país exportador. La determinación de cada uno de los costos de abastecimiento, se definen en función de los precios de importación, exportación, costos de sincronización, como se esquematiza brevemente a continuación: CIE CPE 24 = t= 1 24 = t= 1 CLE PMI t DR 24 = t= 1 POIt DR t + CONX + DESX POEt DR t + CONX + DESX t (A.1) (A.2) (A.3) De la solución a este problema se obtiene como resultado los períodos de compra de energía para abastecer el bloque de demanda analizado y por ende podremos cuantificar el posible beneficio.

122 ANEXO 107 ANEXO B: Programación Dinámica ANEXO B: PROGRAMACIÓN DINÁMICA La programación dinámica consiste en una técnica que permite determinar de manera eficiente las decisiones que optimizan el comportamiento de un sistema que evoluciona a lo largo de una serie de etapas. En otras palabras, trata de encontrar la secuencia de decisiones que optimiza el comportamiento de un proceso representado por medio de una función. La naturaleza del razonamiento que se debe realizar en programación dinámica es muy diferente al de la programación lineal. En programación lineal, intenta escribir una determinada situación en términos de un modelo matemático determinado; una vez conocida la naturaleza de las variables de decisión y expresadas la función objetivo y las restricciones en función de esas variables, la resolución del modelo puede confiarse, sin mayores problemas, a un programa informático. La programación dinámica no admite una resolución sistemática de este tipo; más que un modelo concreto, es una estrategia de resolución común a muchas situaciones en principio diferentes entre sí y admite gran variedad de relaciones entre variables. B.1CARACTERÍSTICAS DE UN PROBLEMA DE PROGRAMACIÓN DINÁMICA Para que un problema pueda ser resuelto con la técnica de programación dinámica, debe cumplir con ciertas características: Naturaleza secuencial de las decisiones: el problema puede ser dividido en etapas.

123 ANEXO 108 ANEXO B: Programación Dinámica Cada etapa tiene un número de estados asociados a ella. La decisión óptima de cada etapa solo depende del estado actual y no de las decisiones anteriores. La decisión tomada en una etapa determina cual será el estado de la etapa siguiente.

124 ANEXOS 109 ANEXO C: Metodología de la Decisión de Intercambios Ecuador-Perú ANEXO C: ALGORITMO PARA METODOLOGÍA DE DECISIÓN DE. INTERCAMBIOS ECUADOR-PERÚ En base a la referencia [22]. La decisión de importar electricidad, es un problema de optimización cuya solución es por medio de una técnica que se conoce como programación dinámica, que toma una serie decisiones horarias y secuenciales en recursividad de avance para el desarrollo del problema de intercambio bilateral. El problema se plantea bajo el siguiente algoritmo: 24 t = 1 ( POI' t POEt ) Dt u t CSt yt CDt zt max (B.1) Sujeto a: Número máximo de maniobras, los cuales son: Número máximo de arranques: 1 Tiempo mínimo de operación y parada: 1 hora. Condiciones iniciales de conexión, x ( 0) = xo Si x(0) es el estado inicial del bloque Costo(x(0)) = 0 caso contrario Costo(x(0)) = - Donde: POI : Precio de oferta al que está dispuesto a comprar la electricidad el país importador y se considera como equivalente, ya que está descontado el cargo umbral y viene expresado en USD/MWh.

125 ANEXOS 110 ANEXO C: Metodología de la Decisión de Intercambios Ecuador-Perú POE: Precio de oferta al que está dispuesto a vender la electricidad el país exportador y viene expresado en USD/MWh. DR: Bloques de demanda radial que serían abastecidas por el país exportador y viene expresado en MWh. CS: Costo que incurre el país exportador al conectar el enlace que alimenta la carga radial de Ecuador desde Perú o viceversa. CD: Costo que incurre el país exportador al desconectar el enlace que alimenta la carga radial de Ecuador desde Perú o viceversa. En base a las restricciones operativas junto al número máximo de maniobras para el enlace radial Ecuador-Perú, se presenta la figura C.1 que representa un grafo orientado que contempla 24 etapas o períodos para los cuatro posibles estados asociados a ellas, como se indica a continuación: Figura C.1 Grafo orientado Metodología de la Decisión de Intercambio Costos de transición (recursividad de avance):

126 ANEXOS 111 ANEXO C: Metodología de la Decisión de Intercambios Ecuador-Perú (x, y) 4,1 3,1 2,1 1,1 4,0 3,0 C 33 C 31 2,0 C 23 C 22 1,0 (x, y) 4,2 3,2 2,2 1,2 4,1 3,1 C 33 C 31 2,1 C 23 C 22 1,1 C 14 C 11 (x, y) 4,3 3,3 2,3 1,3 4,2 C 44 3,2 C 33 C 31 2,2 C 23 C 22 1,2 C 14 C 11 Hasta la última etapa que es la hora 24. (x, y) 4,24 3,24 2,24 1,24 4,23 C 44 3,23 C 33 C 31 2,23 C 23 C 22 1,23 C 14 C 11 Tabla C.1 Proceso Recursividad de avance (inicial) Cada estado se encuentra enlazado por medio de una flecha, que representa los costos de transición respectivos, como se indica a continuación: ( POI' t POE t ) t C = (B.2) 11 C 22 = D C33 44 = = C 0 (B.3)

127 ANEXOS 112 ANEXO C: Metodología de la Decisión de Intercambios Ecuador-Perú C C 14 C 23 = CD t = (B.4) ( POI' t POE t ) D t t = (B.5) 31 CS Donde C 11 : Utilidad del generador por continuar encendido. C 33 : Costo por encontrarse apagado. C 14 : Costo de detener el generador. C 31 : Utilidad del generador por continuar encendido menos el costo de sincronización. Los estados operativos alineados en forma horizontal, representados mediante un círculo o nodo describen la siguiente información: (3) El bloque se encuentra conectado y posteriormente ha sido sincronizado en el transcurso del día. (4) El bloque se encuentra conectado pero no se ha producido en el transcurso del día sincronización alguna. (5) El bloque se encuentra desconectado pero no se ha producido en el transcurso del día sincronización alguna. (6) El bloque se encuentra desconectado y posteriormente ha sido sincronizado en el transcurso del día. Mientras que los estados operativos alineados en forma vertical, representan la interacción entre cada estado, es decir los posibles estados que puede tomar.

128 ANEXOS 113 ANEXO C: Metodología de la Decisión de Intercambios Ecuador-Perú El procedimiento para resolver el problema de Decisión de Intercambios entre Ecuador y Perú, se define con un recorrido hacia adelante. Por lo tanto, a continuación se describe el procedimiento de solución: Asignación de los respectivos costos iniciales en la hora cero. Se adjudica el valor nulo al estado inicial del bloque, caso contrario se procede a situar el valor de en el resto de estados. A continuación, cuando se tiene dos, tres o cuatro etapas se guarda el estado predecesor y los cálculos se realizan en etapas dividiendo el problema en subproblemas con el fin de reducir el número de operaciones, como se indica a continuación: h = 0 h = 1 (x, y) 4,1 3,1 2,1 1,1 4,0 3,0 C 33 +f (3,0) C 31 +f (3,0) 2,0 C 23 +f (2,0) C 22 +f (2,0) 1,0 h = 1 h = 2 (x, y) 4,2 3,2 2,2 1,2 4,1 3,1 C 33 +f (3,1) C 31 +f (3,1) 2,1 C 23 +f (2,1) C 22 +f (2,1) 1,1 C 14 +f (1,1) C 11 +f (1,1)

129 ANEXOS 114 ANEXO C: Metodología de la Decisión de Intercambios Ecuador-Perú h = 2 h = 3 (x, y) 4,3 3,3 2,3 1,3 4,2 C 44 +f (4,2) 3,2 C 33 +f (3,2) C 31 +f (3,2) 2,2 C 23 +f (2,2) C 22 +f (2,2) 1,2 C 14 +f (1,2) C 11 +f (1,2) h = 23 h = 24 (x, y) 4,24 3,24 2,24 1,24 4,23 C 44 +f (4,23) 3,23 C 33 +f (3,23) C 31 +f (3,23) 2,23 C 23 +f (2,23) C 22 +f (2,23) 1,23 C 14 +f (1,23) C 11 +f (1,23) Tabla C.2 Proceso Recursividad de avance (final) El problema se agranda gradualmente y es donde se encuentra la solución óptima actual a partir de la que la precede, hasta resolver el problema original completo que se planteó en un inicio. Finalmente al llegar a la hora 24, se procede a seleccionar el estado que representa el mayor costo y así ya queda definido el camino óptimo para el intercambio de energía eléctrica entre Ecuador y Perú a través de la Decisión de Intercambios.

130 ANEXOS 115 ANEXO D: Oferta de Generación del Sistema Ecuatoriano y Peruano ANEXO D: OFERTA DE GENERACIÓN DEL SISTEMA, ECUATORIANO Y PERUANO CENTRO NACIONAL DE CONTROL DE ENERGÍA DIRECCIÓN DE PLANEAMIENTO Oferta Hidráulica PERÍODO: 05 al 31 de diciembre del 2005 No. EMPRESA CENTRAL POTENCIA EFECTIVA (MW) 1 AMBATO PENÍNSULA 3,0 2 BOLÍVAR RÍO CHIMBO 1,4 3 CENTROSUR SAUCAY 24,0 4 CENTROSUR SAYMIRÍN 14,4 5 COTOPAXI ILLUCHI 1 4,0 6 COTOPAXI ILLUCHI 2 5,0 7 COTOPAXI EL ESTADO 1,6 8 E. MUNICIPAL DE AGUA POTABLE EL CARMEN 8,3 9 E. MUNICIPAL DE AGUA POTABLE RECUPERADORA 6,0 10 HIDROAGOYÁN AGOYÁN 156,0 11 HIDROAGOYÁN PUCARÁ 70,0 12 HIDRONACIÓN M. LANIADO DE WIND 210,0 13 HIDROPAUTE PAUTE 1.075,0 14 QUITO CUMBAYÁ 40,0 15 QUITO NAYÓN 30,0 16 QUITO GUANGOPOLO 20,9 17 QUITO CHILLOS 1,8 18 QUITO PASOCHOA 4,5 19 QUITO LORETO 2,0 20 QUITO PAPALLACTA 3,0 21 REGIONAL NORTE AMBI 8,0 22 REGIONAL NORTE SAN MIGUEL DE CAR 2,9 23 REGIONAL NORTE LA PLAYA 1,2 24 REGIONAL NORTE SAN GABRIEL 0,2 25 REGIONAL NORTE ESPEJO 0,2 26 REGIONAL SUR CARLOS MORA 2,4 27 RIOBAMBA ALAO 10,4 28 RIOBAMBA RÍO BLANCO 3,0 Tabla D.1 Oferta de generación del sistema eléctrico ecuatoriano, 2005 Fuente. CENACE CENTRO NACIONAL DE CONTROL DE ENERGÍA DIRECCIÓN DE PLANEAMIENTO Oferta Hidráulica PERÍODO: 01 al 31 de diciembre del 2007 No. EMPRESA CENTRAL POTENCIA EFECTIVA (MW) 1 AMBATO PENÍNSULA BOLÍVAR RÍO CHIMBO CENTROSUR SAUCAY CENTROSUR SAYMIRÍN COTOPAXI ILLUCHI COTOPAXI ILLUCHI COTOPAXI EL ESTADO ENERMAX CALOPE E. MUNICIPAL DE AGUA POTABLE EL CARMEN E. MUNICIPAL DE AGUA POTABLE RECUPERADORA HIDROABANICO ABANICO HIDROAGOYÁN AGOYÁN HIDROAGOYÁN PUCARÁ HIDRONACIÓN M. LANIADO DE WIND HIDROPAUTE PAUTE HIDROSIMBIMBE SIBIMBE MANAGENERACIÓN LA ESPERANZA MANAGENERACIÓN POZA HONDA QUITO CUMBAYÁ QUITO NAYÓN QUITO GUANGOPOLO QUITO CHILLOS QUITO PASOCHOA QUITO LORETO QUITO PAPALLACTA REGIONAL NORTE AMBI REGIONAL NORTE SAN MIGUEL DE CAR REGIONAL NORTE LA PLAYA REGIONAL NORTE SAN GABRIEL REGIONAL NORTE ESPEJO REGIONAL SUR CARLOS MORA RIOBAMBA ALAO RIOBAMBA RÍO BLANCO 3.0 Tabla D.2 Oferta de generación del sistema eléctrico ecuatoriano, 2007 Fuente. CENACE

131 ANEXOS 116 ANEXO D: Oferta de Generación del Sistema Ecuatoriano y Peruano CENTRO NACIONAL DE CONTROL DE ENERGÍA DIRECCIÓN DE PLANEAMIENTO Costos Variables de Producción PERÍODO: 01 al 31 de diciembre del 2005 No. EMPRESA UNIDAD TIPO CVP POTENCIA EFECTIVA (MW) 1 TERMOESMERALDAS ESMERALDAS BV 3, ,5 2 QUITO G.HERNANDEZ 1 BD 4,7595 5,4 3 QUITO G.HERNANDEZ 2 BD 4,8078 5,4 4 QUITO G.HERNANDEZ 4 BD 4,8078 5,4 5 QUITO G.HERNANDEZ 6 BD 4,8145 5,4 6 QUITO G.HERNANDEZ 5 BD 4,8235 5,4 7 QUITO G.HERNANDEZ 3 BD 4,8393 5,4 8 MACHALA POWER MACHALA POWER A (*) G 5, ,0 9 MACHALA POWER MACHALA POWER B (*) G 5, ,0 10 ELECTROGUAYAS TRINITARIA BV 5, ,0 11 TERMOPICHINCHA GUANGOPOLO 1 BD 6,1209 5,2 12 TERMOPICHINCHA GUANGOPOLO 4 BD 6,3097 5,2 13 TERMOPICHINCHA GUANGOPOLO 2 BD 6,3148 5,2 14 TERMOPICHINCHA GUANGOPOLO 5 BD 6,3189 5,2 15 TERMOPICHINCHA GUANGOPOLO 3 BD 6,3199 5,2 16 TERMOPICHINCHA GUANGOPOLO 6 BD 6,3199 5,2 17 ELECAUSTRO EL DESCANSO 4 BD 6,4105 4,3 18 ELECAUSTRO EL DESCANSO 3 BD 6,4313 4,3 19 ELECAUSTRO EL DESCANSO 2 BD 6,4420 4,3 20 ELECAUSTRO EL DESCANSO 1 BD 6,5467 4,3 21 ELECTROGUAYAS G. ZEVALLOS TV3 BV 6, ,0 22 ELECTROGUAYAS G. ZEVALLOS TV2 BV 6, ,0 23 CATEG - GENERACIÓN ANIBAL SANTOS BV 7, ,5 24 ULYSSEAS INC. POWER BARGE I BV 8, ,0 25 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 12 D 12,2432 5,0 26 EMELRIOS CENTRO INDUSTRIAL 4 D 12,3489 2,9 27 ELECTROQUIL ELECTROQUIL 2 DG 12, ,0 28 QUITO LULUNCOTO 12 D 12,5999 2,8 29 CATEG - GENERACIÓN ALVARO TINAJERO 1 DG 12, ,5 30 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 11 D 12,6281 5,0 31 EMELRIOS CENTRO INDUSTRIAL 3 D 12,6890 2,9 32 ELECTROQUIL ELECTROQUIL 3 DG 12, ,0 33 EMELRIOS CENTRO INDUSTRIAL 2 D 12,7329 2,9 34 ESMERALDAS LA PROPICIA 1 D 12,7392 3,6 35 ESMERALDAS LA PROPICIA 2 D 12,7392 3,6 36 EMELRIOS CENTRO INDUSTRIAL 1 D 12,7771 2,9 37 ELECTROQUIL ELECTROQUIL 4 DG 12, ,0 38 PENINSULA STA. ELENA LA LIBERTAD 1 D 12,8701 2,0 39 QUITO LULUNCOTO 11 D 12,9100 2,7 40 ELECTROQUIL ELECTROQUIL 1 DG 12, ,0 41 PENINSULA STA. ELENA LA LIBERTAD 9 D 13,0215 3,0 42 MILAGRO MILAGRO 5 D 13, REGIONAL SUR CATAMAYO 6 D 13,1128 2,5 44 QUITO LULUNCOTO 13 D 13,1870 2,7 45 ELECAUSTRO MONAY 2 D 13,1958 1,1 46 PENINSULA STA. ELENA POSORJA 5 D 13,2014 2,1 47 ELECAUSTRO MONAY 3 D 13,3921 1,1 48 MILAGRO MILAGRO 6 D 13, ELECAUSTRO MONAY 1 D 13,6438 1,1 50 MILAGRO MILAGRO 4 D 13, REGIONAL SUR CATAMAYO 7 D 13,7713 2,5 52 PENINSULA STA. ELENA LA LIBERTAD 10 D 13,8072 2,0 53 REGIONAL SUR CATAMAYO 2 D 13,8279 1,0 54 MILAGRO MILAGRO 7 D 13, REGIONAL EL ORO ORO CAMBIO 3 D 14,0294 4,4 56 REGIONAL EL ORO ORO MACHALA 5 D 14,0976 2,0 57 INTERVISATRADE VICTORIA II N 14, ,0 58 REGIONAL EL ORO ORO CAMBIO 4 D 14,1513 4,2 59 AMBATO LLIGUA 1 D 14,3034 1,8 60 AMBATO BATAN 3 D 14, REGIONAL MANABI MIRAFLORES 10 D 14,3250 2,0 62 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 13 D 14,3250 2,0 63 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 14 D 14,3250 2,0 64 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 15 D 14,3250 2,0 65 BOLIVAR BOLIVAR 1 D 14,3445 1,1 66 REGIONAL EL ORO ORO MACHALA 4 D 14,3688 2,0 67 PENINSULA STA. ELENA LA LIBERTAD 11 D 14,3920 2,0 68 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 7 D 14,4540 2,0 69 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 22 D 14,4796 2,0 70 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 16 D 14,5109 2,0 71 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 18 D 14,5128 2,0 72 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 8 D 14,6202 2,0 73 REGIONAL SUR CATAMAYO 10 D 14,6299 2,2 74 ELECTROGUAYAS ENRIQUE GARCIA DG 14, ,0 75 REGIONAL SUR CATAMAYO 9 D 14,7438 2,2 76 RIOBAMBA RIOBAMBA D 14,9849 2,0 77 REGIONAL SUR CATAMAYO 8 D 15,0451 2,2 78 REGIONAL NORTE SAN FRANCISCO D 15,1137 2,0 79 AMBATO LLIGUA 2 D 15,1946 1,8 80 PENINSULA STA. ELENA PLAYAS 4 D 15,3599 0,7 81 CATEG - GENERACIÓN ALVARO TINAJERO 2 DG 15, ,0 82 REGIONAL SUR CATAMAYO 5 D 16,2248 1,2 83 CATEG - GENERACIÓN ANIBAL SANTOS 1 DG 16, ,0 84 PENINSULA STA. ELENA LA LIBERTAD 8 D 16, REGIONAL SUR CATAMAYO 4 D 16,4746 1,3 86 ELECAUSTRO MONAY 4 D 16,8813 1,5 87 TERMOPICHINCHA SANTA ROSA 3 DG 17, ,6 88 CATEG - GENERACIÓN ANIBAL SANTOS 2 DG 17, ,0 89 TERMOPICHINCHA SANTA ROSA 2 DG 17, ,9 90 TERMOPICHINCHA SANTA ROSA 1 DG 17, ,8 91 CATEG - GENERACIÓN ANIBAL SANTOS 5 DG 17, ,0 92 CATEG - GENERACIÓN ANIBAL SANTOS 3 DG 17, ,0 93 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 3 D 17,6397 2,0 94 CATEG - GENERACIÓN ANIBAL SANTOS 6 DG 17, ,5 95 ELECAUSTRO MONAY 6 D 17,7988 1,5 96 ELECTROGUAYAS G. ZEVALLOS TG4 DG 17, ,0 97 ELECAUSTRO MONAY 5 D 18,5390 1,5 Empresas que no realizaron la declaración de Costos Variables de Producción para el mes de diciembre del 2005 Tabla D.3 Costos variables de producción del sistema eléctrico ecuatoriano, 2005 Fuente. CENACE

132 ANEXOS 117 ANEXO D: Oferta de Generación del Sistema Ecuatoriano y Peruano CENTRO NACIONAL DE CONTROL DE ENERGÍA DIRECCIÓN DE PLANEAMIENTO Costos Variables de Producción PERÍODO: 01 al 31 de diciembre del 2007 No. EMPRESA UNIDAD TIPO CVP POTENCIA EFECTIVA (MW) 1 TERMOESMERALDAS ESMERALDAS BV 2, ,5 2 ELECAUSTRO EL DESCANSO 3 BD 3,9188 4,3 3 ELECAUSTRO EL DESCANSO 2 BD 3,9559 4,3 4 ELECAUSTRO EL DESCANSO 4 BD 3,9723 4,3 5 ELECAUSTRO EL DESCANSO 1 BD 4,0487 4,3 6 TERMOPICHINCHA GUANGOPOLO 2 BD 4,0733 5,2 7 TERMOPICHINCHA GUANGOPOLO 5 BD 4,0778 5,2 8 TERMOGUAYAS GENERATION TERMOGUAYAS 1 BD 4, ,0 9 TERMOPICHINCHA GUANGOPOLO 1 BD 4,1105 5,2 10 TERMOGUAYAS GENERATION TERMOGUAYAS 2 BD 4, ,0 11 TERMOPICHINCHA GUANGOPOLO 6 BD 4,1243 5,2 12 TERMOPICHINCHA GUANGOPOLO 3 BD 4,1289 5,2 13 TERMOGUAYAS GENERATION TERMOGUAYAS 3 BD 4, ,0 14 TERMOPICHINCHA GUANGOPOLO 4 BD 4,1335 5,2 15 TERMOGUAYAS GENERATION TERMOGUAYAS 4 BD 4, ,0 16 MACHALA POWER MACHALA POWER A (*) G 4, ,7 17 MACHALA POWER MACHALA POWER B (*) G 4, ,0 18 TERMOPICHINCHA LA PROPICIA 2 D 4,2890 3,6 19 QUITO G.HERNANDEZ 2 BD 4,6498 5,2 20 QUITO G.HERNANDEZ 1 BD 4,6797 5,2 21 QUITO G.HERNANDEZ 6 BD 4,6797 5,2 22 QUITO G.HERNANDEZ 4 BD 4,6906 5,2 23 QUITO G.HERNANDEZ 5 BD 4,6993 5,2 24 QUITO G.HERNANDEZ 3 BD 4,7367 5,2 25 LAFARGE CEMENTOS LAFARGE CEMENTOS BD 4, ,0 26 ELECTROGUAYAS TRINITARIA BV 4, ,0 27 TERMOPICHINCHA GUANGOPOLO 7 BD 4,9464 1,4 28 GENEROCA ROCAFUERTE 3 B 5,0907 4,7 29 GENEROCA ROCAFUERTE 4 B 5,1511 4,5 30 GENEROCA ROCAFUERTE 1 B 5,2343 4,2 31 GENEROCA ROCAFUERTE 2 B 5,2343 4,2 32 GENEROCA ROCAFUERTE 5 B 5,2343 4,2 33 GENEROCA ROCAFUERTE 6 B 5,2343 4,2 34 GENEROCA ROCAFUERTE 7 B 5,2343 4,2 35 GENEROCA ROCAFUERTE 8 B 5,2343 4,2 36 ELECTROGUAYAS G. ZEVALLOS TV3 BV 5, ,0 37 ELECTROGUAYAS G. ZEVALLOS TV2 BV 5, ,0 38 CATEG - GENERACIÓN ANIBAL SANTOS BV 6, ,0 39 PENINSULA STA. ELENA LA LIBERTAD 9 D 6,4454 3,0 40 EMELRIOS CENTRO INDUSTRIAL 4 D 6,4739 2,9 41 PENINSULA STA. ELENA LA LIBERTAD 10 D 6,5370 2,0 42 MILAGRO MILAGRO 5 D 6,5551 2,0 43 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 11 D 6,5863 5,0 44 TERMOPICHINCHA LA PROPICIA 1 D 6,6359 3,6 45 EMELRIOS CENTRO INDUSTRIAL 3 D 6,6461 2,9 46 CATEG - GENERACIÓN ALVARO TINAJERO 1 DG 6, ,5 47 EMELRIOS CENTRO INDUSTRIAL 2 D 6,6684 2,9 48 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 12 D 6,6796 5,0 49 EMELRIOS CENTRO INDUSTRIAL 1 D 6,6907 2,9 50 QUITO LULUNCOTO 12 D 6,7451 2,8 51 PENINSULA STA. ELENA LA LIBERTAD 1 D 6,7566 2,0 52 PENINSULA STA. ELENA POSORJA 5 D 6,8422 1,8 53 MILAGRO MILAGRO 6 D 6,8472 2,0 54 QUITO LULUNCOTO 11 D 7,0776 2,7 55 QUITO LULUNCOTO 13 D 7,1808 2,7 56 ELECAUSTRO MONAY 3 D 7,1827 1,1 57 AMBATO BATAN 3 D 7,1911 1,0 58 ELECTROQUIL ELECTROQUIL 2 DG 7, ,0 59 ELECTROQUIL ELECTROQUIL 3 DG 7, ,0 60 ELECAUSTRO MONAY 2 D 7,4406 1,1 61 ELECTROGUAYAS ENRIQUE GARCIA DG 7, ,0 62 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 22 D 7,5249 2,0 63 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 16 D 7,5412 2,0 64 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 18 D 7,5422 2,0 65 ELECTROQUIL ELECTROQUIL 4 DG 7, ,0 66 ULYSSEAS INC. POWER BARGE I BV 7, ,0 67 BOLIVAR BOLIVAR 1 D 7,6406 1,1 68 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 10 D 7,6435 2,0 69 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 13 D 7,6435 2,0 70 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 14 D 7,6435 2,0 71 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 15 D 7,6435 2,0 72 REGIONAL EL ORO ORO CAMBIO 3 D 7,7017 3,8 73 ELECAUSTRO MONAY 1 D 7,7074 1,0 74 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 7 D 7,7123 2,0 75 INTERVISATRADE VICTORIA II (nafta) N 7, ,0 76 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 8 D 7,8010 2,0 77 REGIONAL EL ORO ORO CAMBIO 4 D 7,8142 3,6 78 REGIONAL SUR CATAMAYO 7 D 7,8201 2,5 79 ELECTROQUIL ELECTROQUIL 1 DG 7, ,0 80 REGIONAL EL ORO ORO MACHALA 5 D 7,9294 2,0 81 CATEG - GENERACIÓN ALVARO TINAJERO 2 DG 8, ,0 82 PENINSULA STA. ELENA LA LIBERTAD 11 D 8,0814 2,0 83 RIOBAMBA RIOBAMBA D 8,1592 2,0 84 REGIONAL SUR CATAMAYO 2 D 8,2301 1,0 85 CATEG - GENERACIÓN ANIBAL SANTOS 1 DG 8, ,5 86 REGIONAL EL ORO ORO MACHALA 4 D 8,2659 2,0 87 INTERVISATRADE VICTORIA II (diesel) D 8, ,0 88 PENINSULA STA. ELENA PLAYAS 4 D 8,3573 0,7 89 REGIONAL SUR CATAMAYO 6 D 8,4607 2,5 90 REGIONAL SUR CATAMAYO 10 D 8,5203 2,2 91 REGIONAL SUR CATAMAYO 9 D 8,5586 2,2 92 REGIONAL SUR CATAMAYO 8 D 8,5867 2,2 93 CATEG - GENERACIÓN ANIBAL SANTOS 3 DG 8, ,5 94 CATEG - GENERACIÓN ANIBAL SANTOS 2 DG 8, ,5 95 CATEG - GENERACIÓN ANIBAL SANTOS 5 DG 8, ,0 96 REGIONAL NORTE SAN FRANCISCO D 8,9542 1,8 97 ELECTROGUAYAS G. ZEVALLOS TG4 DG 8, ,0 98 CATEG - GENERACIÓN ANIBAL SANTOS 6 DG 9, ,0 99 TERMOPICHINCHA SANTA ROSA 3 DG 9, ,8 100 AMBATO LLIGUA 1 D 9,3851 1,8 101 REGIONAL SUR CATAMAYO 5 D 9,4867 1,2 102 REGIONAL MANABI MIRAFLORES 3 D 9,5733 2,0 103 TERMOPICHINCHA SANTA ROSA 2 DG 9, ,2 104 TERMOPICHINCHA SANTA ROSA 1 DG 9, ,8 105 REGIONAL SUR CATAMAYO 4 D 9,7891 1,2 106 AMBATO LLIGUA 2 D 9,8286 1,6 107 ELECAUSTRO MONAY 5 D 10,3231 1,1 108 ELECAUSTRO MONAY 4 D 10,3680 1,1 109 ELECAUSTRO MONAY 6 D 10,7834 1,1 Empresas que no realizaron la declaración de Costos Variables de Producción para el mes de diciembre del 2007 Tabla D.4 Costos variables de producción del sistema eléctrico ecuatoriano, 2007 Fuente. CENACE

133 ANEXOS 118 ANEXO D: Oferta de Generación del Sistema Ecuatoriano y Peruano CÓMITE DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL Oferta Hidráulica PERÍODO: 21 al 27 de mayo del 2005 No. EMPRESA CENTRAL POTENCIA MÁXIMA (MW) 1 ELECTROPERÚ MANTARO 629,73 2 ELECTROPERÚ RESTITUCIÓN 204,05 3 CAHUA CAHUA/PARIAC 33,31 4 CAHUA ARCATA 3,25 5 CAHUA GALLITO CIEGO 31,82 6 EDEGEL HUINCO 210,68 7 EDEGEL MATUCANA 101,89 8 EDEGEL CALLAHUANCA 60,00 9 EDEGEL MOYOPAMPA 61,76 10 EDEGEL HUAMPANI 25,53 11 EDEGEL CHIMAY 88,61 12 EDEGEL YANANGO 13,53 13 EGENOR CARHUAQUERO 89,16 14 EGENOR CAÑON DEL PATO 160,91 15 ELECTROANDES YAUPI 98,50 16 ELECTROANDES OROYA/PACHACHACA 14,80 17 ELECTROANDES MALPASO 44,70 18 EGASA CHARCANI I, II, III 6,47 19 EGASA CHARCANI IV 14,12 20 EGASA CHARCANI V 128,76 21 EGASA CHARCANI VI 8,10 22 EGEMSA MACHUPICCHU 87,32 23 EGESUR ARICOTA 30,50 24 ENERSUR YUNCÁN 46,89 25 SAN GABÁN SAN GABÁN II 78,73 Tabla D.5 Oferta de generación del sistema eléctrico peruano, 2005 Fuente. COES CÓMITE DE OPERACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL Oferta Hidráulica PERÍODO: 22 al 28 de diciembre del 2007 No. EMPRESA CENTRAL POTENCIA MÁXIMA (MW) 1 ELECTROPERÚ MANTARO 652,50 2 ELECTROPERÚ RESTITUCIÓN 214,04 3 CAHUA CAHUA/PARIAC 32,93 4 CAHUA ARCATA 3,25 5 CAHUA GALLITO CIEGO 32,23 6 EDEGEL HUINCO 196,39 7 EDEGEL MATUCANA 104,98 8 EDEGEL CALLAHUANCA 72,20 9 EDEGEL MOYOPAMPA 71,59 10 EDEGEL HUAMPANI 27,75 11 EDEGEL CHIMAY 150,44 12 EDEGEL YANANGO 9,20 13 EGENOR CARHUAQUERO 92,12 14 EGENOR CAÑON DEL PATO 235,52 15 ELECTROANDES YAUPI 108,69 16 ELECTROANDES OROYA/PACHACHACA 13,17 17 ELECTROANDES MALPASO 45,62 18 EGASA CHARCANI I, II, III 6,71 19 EGASA CHARCANI IV 15,23 20 EGASA CHARCANI V 129,67 21 EGASA CHARCANI VI 8,93 22 EGEMSA MACHUPICCHU 85,48 23 EGESUR ARICOTA 32,23 24 ENERSUR YUNCÁN 46,89 25 SAN GABÁN SAN GABÁN II 110,79 26 ELÉCTRICA SANTA ROSA SANTA ROSA 0,67 Tabla D.6 Oferta de generación del sistema eléctrico peruano, 2007 Fuente. COES

134 ANEXOS 119 ANEXO D: Oferta de Generación del Sistema Ecuatoriano y Peruano COMITÉ DE OPERACIONES DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL Costos Variables de Producción PERÍODO: 21 al 27 de mayo del 2005 DEMANDA MÁXIMA DEMANDA MEDIA DEMANDA MÍNIMA No. EMPRESA CENTRAL CVP CVP CVP 1 ENERSUR ILO1 TV2 - R500 0, , , ,20 2 TERMOSELVA AGUAYTIA TG 1 - GAS 0, , , ,05 3 TERMOSELVA AGUAYTIA TG 2 - GAS 0, , , ,15 4 ETEVENSA VENTANILLA TG 3 - GAS 0, , , ,75 5 ETEVENSA VENTANILLA TG 4 - GAS 0, , , ,70 6 ENERSUR ILO2 TV1 - CARB 0, , , ,08 7 EEPSA MALACAS TG 4 - GAS 0, , , ,15 8 EEPSA MALACAS TG 3 - GAS 0, , , ,10 9 EEPSA MALACAS TG 2 - GAS 0, , , ,04 10 EEPSA MALACAS TG 1 - GAS 0, , , ,02 11 ELECTROPERU TUMBES - R6 0, , , ,26 12 EEPSA MALACAS TG 4 - GAS CON H2O 0, , , ,82 13 ELECTROPERU YARINACOCHA - R6 0, , , ,35 14 EGESUR CALANA 4 - R6 0, , , ,37 15 SHOUGESA SHOUGESA TV 3 - R500 0, , , ,97 16 EGESUR CALANA R6 0, , , ,39 17 CAHUA CNP SULZER R6 0, , , ,46 18 EGASA MOLLENDO R500 0, , , ,21 19 SHOUGESA SHOUGESA TV 1 - R500 0, , , ,67 20 EGENOR PIURA 1 - R6 0, , , ,45 21 SHOUGESA SHOUGESA TV 2 - R500 0, , , ,75 22 EGENOR PIURA 2 - R6 0, , , ,28 23 ENERSUR ILO1 TV1 - R500 0, , , ,67 24 EGASA CHILINA SULZ 12 - R500 D2 0, , , ,69 25 CAHUA CNP MAN - R6 D2 0, , , ,29 26 EGENOR CHICLAYO OESTE - R6 0, , , ,36 27 ENERSUR ILO1 TV4 - R500 0, , , ,59 28 ENERSUR ILO1 TV3 - R500 0, , , ,10 29 EGENOR PIURA TG - R6 0, , , ,95 30 EGASA CHILINA TV3 - R500 0, , , ,10 31 EGASA CHILINA TV2 - R500 0, , , ,79 32 SHOUGESA SHOUGESA CUMMINS - D2 0, , , ,24 33 EGENOR PAITA 1- D2 0, , , ,21 34 EGENOR SULLANA - D2 0, , , ,31 35 EGENOR PAITA 2 - D2 0, , , ,49 36 ETEVENSA VENTANILLA TG 4 - D2 0, , , ,65 37 ETEVENSA VENTANILLA TG 3 - D2 0, , , ,46 38 ETEVENSA VENTANILLA TG 4 - D2 CON H2O 0, , , ,09 39 ETEVENSA VENTANILLA TG 3 - D2 CON H2O 0, , , ,61 40 EDEGEL STA ROSA WEST TG7 - D2 SIN H20 0, , , ,00 41 EDEGEL STA ROSA WEST TG7 - D2 CON H20 0, , , ,33 42 ENERSUR ILO1 CATKATO - D2 0, , , ,18 43 SAN GABAN BELLAVISTA ALCO - D2 0, , , ,13 44 EGASA CICLO COMBINADO - D2 0, , , ,70 45 SAN GABAN BELLAVISTA MAN 1 - D2 0, , , ,56 46 EDEGEL STA ROSA UTI 6 - D2 0, , , ,34 47 SAN GABAN TAPARACHI - D2 0, , , ,79 48 EEPSA MALACAS TG 4 - D2 CON H2O 0, , , ,94 49 EEPSA MALACAS TG 4 - D2 0, , , ,02 50 EDEGEL STA ROSA UTI 5 - D2 0, , , ,61 51 ENERSUR ILO1 TG2 - D2 0, , , ,15 52 EGENOR CHIMBOTE TG - D2 0, , , ,80 53 EGENOR TRUJILLO TG - D2 0, , , ,01 54 EGASA MOLLENDO TG 2 - D2 0, , , ,84 55 ENERSUR ILO1 TG1 - D2 0, , , ,01 56 EGEMSA DOLORES(GM 123 ALC 12) - D2 0, , , ,22 57 EGASA MOLLENDO TG 1 - D2 0, , , ,00 58 EGEMSA DOLORES (SZ 12) - D2 0, , , ,34 59 EEPSA MALACAS TG 2 - D2 0, , , ,97 60 EEPSA MALACAS TG 1 - D2 0, , , ,85 61 EEPSA MALACAS TG 3 - DIESEL2 0, , , ,55 Pe (MW) Tabla D.7 Costos variables de producción del sistema eléctrico peruano, 2005 Fuente. COES

135 ANEXOS 120 ANEXO D: Oferta de Generación del Sistema Ecuatoriano y Peruano COMITÉ DE OPERACIONES DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL Costos Variables de Producción PERÍODO: 22 al 28 de diciembre del 2007 No. EMPRESA CENTRAL DEMANDA MÁXIMA DEMANDA MEDIA DEMANDA MÍNIMA Pe CVP CVP CVP (MW) 1 ENERSUR CHILCA1 TG 1 - GAS 0, , , ,96 2 ENERSUR CHILCA1 TG 2 - GAS 0, , , ,53 3 EDEGEL VENTANILLA CCOMB TG 3 & TG 4 - GAS 0, , , ,03 4 EDEGEL VENTANILLA CCOMB TG 3 & TG 4 - GAS F.DIRECTO 0, , , ,74 5 EDEGEL VENTANILLA CCOMB TG 3 - GAS 0, , , ,65 6 EDEGEL VENTANILLA CCOMB TG 3 - GAS F.DIRECTO 0, , , ,88 7 EDEGEL VENTANILLA CCOMB TG 4 - GAS 0, , , ,20 8 EDEGEL VENTANILLA CCOMB TG 4 - GAS F.DIRECTO 0, , , ,82 9 EDEGEL VENTANILLA TG 3 - GAS 0, , , ,21 10 EDEGEL VENTANILLA TG 4 - GAS 0, , , ,10 11 EEPSA MALACAS2 TG 4 - GAS 0, , , ,72 12 TERMOSELVA AGUAYTIA TG 1 - GAS 0, , , ,51 13 TERMOSELVA AGUAYTIA TG 2 - GAS 0, , , ,08 14 KALLPA GENERACION KALLPA TG 1 - GAS 0, , , ,83 15 EDEGEL STA ROSA WEST TG7 - GAS 0, , , ,36 16 EDEGEL STA ROSA WEST TG7 - GAS CON H2O 0, , , ,30 17 ENERSUR ILO2 TV1 - CARB 0, , , ,83 18 EEPSA MALACAS2 TG 4 - GAS CON H2O 0, , , ,65 19 EDEGEL STA ROSA UTI 5 - GAS 0, , , ,43 20 EDEGEL STA ROSA UTI 6 - GAS 0, , , ,00 21 EEPSA MALACAS TG 2 - GAS 0, , , ,04 22 EEPSA MALACAS TG 1 - GAS 0, , , ,02 23 ELECTROPERU TUMBES - R6 0, , , ,27 24 EGASA MOLLENDO R500 0, , , ,98 25 ELECTROPERU YARINACOCHA - R6 0, , , ,98 26 EGENOR PIURA 1 - R6 0, , , ,36 27 EGASA CHILINA SULZ 12 - R500 D2 0, , , ,41 28 EGENOR PIURA 2 - R6 0, , , ,06 29 EGENOR CHICLAYO OESTE - R6 0, , , ,39 30 SHOUGESA SAN NICOLAS TV 3 - R500 0, , , ,79 31 SHOUGESA SAN NICOLAS TV 1 - R500 0, , , ,03 32 SHOUGESA SAN NICOLAS TV 2 - R500 0, , , ,28 33 ENERSUR ILO1 TV3 - R500 0, , , ,46 34 EGENOR PIURA TG - R6 0, , , ,95 35 ENERSUR ILO1 TV4 - R500 0, , , ,48 36 EGENOR PIURA 2 - D2 0, , , ,03 37 ENERSUR ILO1 TV1 - R500 0, , , ,00 38 EGENOR PAITA 1- D2 0, , , ,14 39 ENERSUR ILO1 TV2 - R500 0, , , ,65 40 EGENOR PAITA 2 - D2 0, , , ,67 41 EGESUR CALANA D2 0, , , ,06 42 EGESUR CALANA 4 - D2 0, , , ,44 43 EGENOR SULLANA - D2 0, , , ,48 44 EGASA CHILINA TV3 - R500 0, , , ,90 45 SHOUGESA SAN NICOLAS CUMMINS - D2 0, , , ,23 46 ENERSUR ILO1 CATKATO - D2 0, , , ,31 47 EGASA CHILINA TV2 - R500 0, , , ,20 48 SAN GABAN BELLAVISTA MAN 1 - D2 0, , , ,76 49 EDEGEL VENTANILLA TG 4 - D2 0, , , ,50 50 EDEGEL VENTANILLA TG 3 - D2 0, , , ,65 51 EDEGEL VENTANILLA TG 4 - D2 CON H2O 0, , , ,46 52 EDEGEL VENTANILLA TG 3 - D2 CON H2O 0, , , ,09 53 EGENOR PIURA TG - D2 0, , , ,11 54 SAN GABAN TAPARACHI - D2 0, , , ,88 55 EEPSA MALACAS2 TG 4 - D2 CON H2O 0, , , ,01 56 EGEMSA DOLORES(GM 123 ALC 12) - D2 0, , , ,69 57 EEPSA MALACAS2 TG 4 - D2 0, , , ,00 58 EGEMSA DOLORES (SZ 12) - D2 0, , , ,76 59 EGASA MOLLENDO TG 2 - D2 0, , , ,47 60 EDEGEL STA ROSA WEST TG7 - D2 SIN H2O 0, , , ,00 61 EDEGEL STA ROSA WEST TG7 - D2 CON H2O 0, , , ,33 62 ENERSUR ILO1 TG2 - D2 0, , , ,48 63 EGASA MOLLENDO TG 1 - D2 0, , , ,73 64 EGENOR TRUJILLO TG - D2 0, , , ,36 65 EGENOR CHIMBOTE TG1 - D2 0, , , ,55 66 EGENOR CHIMBOTE TG3 - D2 0, , , ,47 67 SAN GABAN BELLAVISTA ALCO - D2 0, , , ,77 68 EGASA CICLO COMBINADO - D2 0, , , ,70 69 ENERSUR ILO1 TG1 - D2 0, , , ,74 70 EEPSA MALACAS TG 2 - D2 0, , , ,97 71 EEPSA MALACAS TG 1 - D2 0, , , ,85 72 EEPSA MALACAS TG 1 - D2 0, , , ,85 Tabla D.8 Costos variables de producción del sistema eléctrico peruano, 2007 Fuente. COES

136 ANEXOS 121 ANEXO E: Despachos de los Mercados Eléctricos (Ecuatoriano y Peruano) ANEXO E: DESPACHOS DE LOS MERCADOS ELÉCTRICOS (ECUATORIANO Y PERUANO) E.1 DESPACHO ECONÓMICO DIARIO PROGRAMADO DE ECUADOR Y COLOMBIA (AUTÓNOMO) DESPACHO ECONÓMICO DIARIO PROGRAMADO En Operación de tiempo real el ingreso, variación de carga y salida de las unidades, está bajo coordinación del CENACE. Fecha: Sábado, 21 de Mayo de 2005 EMPRESA H-PAUTE H-PUCARA H-NACION ELEAUS_H AGOYAN_H EEQVIC_H EEQMOV_H RIOBAM_H COTOPX_H RNORIB_H RNORTU_H AMBATO_H BOLIVR_H EMAAPQ_H ELUZLO_H ELUZPA_H R-SUR_H T-ESMER G.HERNA1 G.HERNA2 HORA , ,0 78,0-12,8 11,2 4,0-3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5, , ,0 78,0-12,8 11,2 4,0-3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5, , ,0 78,0-12,8 11,2 4,0-3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5, , ,0 78,0 16,7 12,8 11,2 4,0-3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5, , ,0 78,0 16,7 12,8 11,2 4,0-3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5, , ,0 78,0 16,7 12,8 11,2 4,0-3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5, ,3-40,0 22,0 78,0 16,7 12,8 11,2 4,0-3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5, ,5-40,0 22,0 78,0 24,6 12,8 11,2 4,0-3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5, ,1-40,0 22,0 78,0 24,6 12,8 11,2 3,1-3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5, ,7-40,0 22,0 78,0 24,6 12,8 11,2 3,1 2,0 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5, ,8-40,0 22,0 78,0 24,6 12,8 11,2 3,1 2,0 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5, ,6-40,0 22,0 78,0 24,6 12,8 11,2 3,1 2,0 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5, ,2-40,0 22,0 78,0 24,6 12,8 11,2 3,1 2,0 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5, ,3-40,0 22,0 78,0 24,6 12,8 11,2 3,1 2,0 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5, ,4-40,0 22,0 78,0 24,6 12,8 11,2 3,1 2,0 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5, ,3-40,0 22,0 78,0 24,6 12,8 11,2 5,0 2,0 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5, ,2-40,0 22,0 78,0 24,6 12,8 11,2 5,0 2,0 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5, ,6-40,0 27,0 78,0 24,6 12,8 11,2 5,0 2,0 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5, ,6 60,0 110,0 34,0 78,0 63,2 12,8 11,2 6,1 7,8 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5, ,0 60,0 110,0 38,0 78,0 63,2 12,8 11,2 6,1 7,8 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5, ,7 60,0 110,0 34,0 78,0 63,2 12,8 11,2 6,1 7,8 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5, ,4 60,0 50,0 26,0 78,0 16,7 12,8 11,2 6,1 2,0 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5, ,2-40,0 20,0 78,0 16,7 12,8 11,2 3,1 2,0 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5, ,3-40,0 20,0 78,0 16,7 12,8 11,2 3,1-3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 ENERGIA ,0 240,0 940,0 567, ,0 577,1 307,2 268,8 99,3 45,4 88,8 48,0 24,0 312,0 48,0 67,2 57, ,0 124,8 124,8 COMBUSTIBLES(gal) , , ,8 Costo Variable bornes 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 3,8396 4,7595 4,8078 (ctvs USD/kWh) Nota: Los valores de generación horarios se encuentran en MW y corresponden a la potencia Bruta.Los valores de energía de las plantas y unidades se encuentran en MWh. Central Machala Power consumo en m3 de gas. Costos variables declarados por los agentes para el mes de mayo con precios internacionales de combustibles vigentes del 05 de mayo AL 01 de junio de 2005 Valores proporcionados por PETROCOMERCIAL: fuel oil 4 = USD/gal. Diesel 2 = USD/gal. NAFTA = USD/gal. Residuo ESM = USD/barril (No incluyen IVA) COSTO DE PRODUCCION 784,8 miles de dólares

137 ANEXOS 122 ANEXO E: Despachos de los Mercados Eléctricos (Ecuatoriano y Peruano) G.HERNA5 E-TRINIT TPGUANG1 TPGUANG4 TPGUANG5 TPGUANG6 TPGUANG3 EAUSDES4 EAUSDES3 EAUSDES2 E.GZ.TV3 E.GZ.TV2 E.VASANT MAN-M12 EQL2-U2 EQL3-U4 LULUN-11 LULUN-13 EAUSMON2 LOJ-CA7 LOJ-CA2 ORO-CAG3 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 5,0 27, ,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 5,0 25, ,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 5,0 23, ,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 5,0 23, ,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 5,0 23, ,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 5,0 24, ,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 4,0 23, ,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 5,0 23, ,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 5,0 26, ,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 5,0 29, ,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,1 5,0 30, ,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 5,0 29, ,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 5,0 29, ,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 5,0 28, ,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 5,0 27, ,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 5,0 28, ,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 5,0 28, ,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 5,0 33, ,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 36,0 71,2 31,5 4,5 39,5 23,0 2,7 2,7 1,1 2,5 1,0 4,4 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 36,0 71,2 31,5 4,0 23,0 23,0 2,7 2,7 1,1 2,5 1,0 4,4 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 36,0 71,2 31,5 4,0 46,0 41, ,5-4,4 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 5,0 40, ,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 5,0 36, ,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31,5 5,0 30, , ,0 124,8 124,8 124,8 120,0 124,8 103,2 103,2 103,2 486, ,8 755,6 14,0 103,8 74,3 5,4 5,4 2,2 7,5 2,0 13, , , , , , , , , , , , , ,7 949, , ,0 642,5 642, ,0 536,5 147, ,0 4,8235 5,6759 6,1209 6,3097 6,3189 6,3199 6,3199 6,4105 6,4313 6,4420 6,8099 6,8578 7, , , , , , , , , ,0294 DEMANDA UNIDAD COSTO Precio Ponderado ORO-MAU5 VICTOR II ORO-MAU4 LOJ-C10 LOJ-CA9 LOJ-CA5 LOJ-CA4 TP.ROSA3 IMCOLO23 IMCOLO13 SISTEMA MARGINAL MARGINAL Dem. Base 12,47 (MW) (cusd/kwh) Dem. Med. 12, ,0 235, ,53 EQL2-U2 12,4738 Dem. Punta 13, ,0 235, ,89 EQL2-U2 12,4738 Promedio 12, ,0 235, ,53 EQL2-U2 12, ,0 235, ,25 EQL2-U2 12, ,0 235, ,06 EQL2-U2 12, ,0 235, ,16 EQL2-U2 12, ,0 235, ,40 EQL2-U2 12, ,0 235, ,51 EQL2-U2 12, ,0 235, ,15 EQL2-U2 12, ,0 235, ,80 EQL2-U2 12, ,0 235, ,47 EQL2-U2 12, ,0 235, ,66 EQL2-U2 12, ,0 235, ,32 EQL2-U2 12, ,0 235, ,36 EQL2-U2 12, ,0 235, ,49 EQL2-U2 12, ,0 235, ,34 EQL2-U2 12, ,0 235, ,20 EQL2-U2 12, ,0 235, ,58 EQL2-U2 12,4738 2,0 50,0 2,0 2,2 2,2 1,2 1,2 4,0 209,0 10, ,07 VICTOR II 14,1298 2,0 50,0 2,0 2,2 2,2 1,2 1,2 4,0 205,0 9, ,07 VICTOR II 14,1298 2,0 2, ,0 213,0 7, ,10 EQL2-U4 12, ,0 230,0 5, ,63 EQL2-U2 12, ,0 235, ,35 EQL2-U2 12, ,0 235, ,53 EQL2-U2 12,4738 6,0 100,0 6,0 4,4 4,4 2,4 2,4 96, ,0 31,0 480,8 597,8 467,3 331,1 350,6 206,5 205, ,0 0,0 0,0 14, , , , , , , , Tabla E.1 Despacho Económico Diario Programado (Autónomo) de Ecuador y Colombia interconectados, 21 de mayo del 2005

138 ANEXOS 123 ANEXO E: Despachos de los Mercados Eléctricos (Ecuatoriano y Peruano) E.2 DESPACHO ECONÓMICO DIARIO PROGRAMADO DE ECUADOR Y COLOMBIA (IMPORTACIÓN) DESPACHO ECONOMICO DIARIO PROGRAMADO En Operación de tiempo real el ingreso, variaciòn de carga y salida de las unidades, está bajo coordinación del CENACE. Fecha: Sábado, 21 de Mayo de 2005 EMPRESA H-PAUTE H-PUCARA H-NACION ELEAUS_H AGOYAN_H EEQVIC_H EEQMOV_H RIOBAM_H COTOPX_H RNORIB_H RNORTU_H AMBATO_H BOLIVR_H EMAAPQ_H ELUZLO_H ELUZPA_H R-SUR_H T-ESMER G.HERNA1 G.HERNA2 HORA , ,0 78,0-12,8 11,2 4,0-3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5, , ,0 78,0-12,8 11,2 4,0-3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5, , ,0 78,0-12,8 11,2 4,0-3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5, , ,0 78,0 16,7 12,8 11,2 4,0-3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5, , ,0 78,0 16,7 12,8 11,2 4,0-3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5, , ,0 78,0 16,7 12,8 11,2 4,0-3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5, ,3-40,0 22,0 78,0 16,7 12,8 11,2 4,0-3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5, ,5-40,0 22,0 78,0 24,6 12,8 11,2 4,0-3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5, ,1-40,0 22,0 78,0 24,6 12,8 11,2 3,1-3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5, ,7-40,0 22,0 78,0 24,6 12,8 11,2 3,1 2,0 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5, ,8-40,0 22,0 78,0 24,6 12,8 11,2 3,1 2,0 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5, ,6-40,0 22,0 78,0 24,6 12,8 11,2 3,1 2,0 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5, ,2-40,0 22,0 78,0 24,6 12,8 11,2 3,1 2,0 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5, ,3-40,0 22,0 78,0 24,6 12,8 11,2 3,1 2,0 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5, ,4-40,0 22,0 78,0 24,6 12,8 11,2 3,1 2,0 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5, ,3-40,0 22,0 78,0 24,6 12,8 11,2 5,0 2,0 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5, ,2-40,0 22,0 78,0 24,6 12,8 11,2 5,0 2,0 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5, ,6-40,0 27,0 78,0 24,6 12,8 11,2 5,0 2,0 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5, ,6 60,0 110,0 34,0 78,0 63,2 12,8 11,2 6,1 7,8 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5, ,0 60,0 110,0 38,0 78,0 63,2 12,8 11,2 6,1 7,8 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5, ,7 60,0 110,0 34,0 78,0 63,2 12,8 11,2 6,1 7,8 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5, ,4 60,0 50,0 26,0 78,0 16,7 12,8 11,2 6,1 2,0 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5, ,2-40,0 20,0 78,0 16,7 12,8 11,2 3,1 2,0 3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5, ,3-40,0 20,0 78,0 16,7 12,8 11,2 3,1-3,7 2,0 1,0 13,0 2,0 2,8 2,4 132,5 5,2 5,2 ENERGIA ,0 240,0 940,0 567, ,0 577,1 307,2 268,8 99,3 45,4 88,8 48,0 24,0 312,0 48,0 67,2 57, ,0 124,8 124,8 COMBUSTIBLES(gal) , , ,8 Costo Variable bornes 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 0,2000 3,8396 4,7595 4,8078 (ctvs USD/kWh) Nota: Los valores de generación horarios se encuentran en MW y corresponden a la potencia Bruta.Los valores de energía de las plantas y unidades se encuentran en MWh. Central Machala Power consumo en m3 de gas. Costos variables declarados por los agentes para el mes de mayo con precios internacionales de combustibles vigentes del 05 de mayo AL 01 de junio de 2005 Valores proporcionados por PETROCOMERCIAL: fuel oil 4 = USD/gal. Diesel 2 = USD/gal. NAFTA = USD/gal. Residuo ESM = USD/barril (No incluyen IVA)

139 ANEXOS 124 ANEXO E: Despachos de los Mercados Eléctricos (Ecuatoriano y Peruano) G.HERNA5 E-TRINIT TPGUANG1 TPGUANG4 TPGUANG5 TPGUANG6 TPGUANG3 EAUSDES4 EAUSDES3 EAUSDES2 E.GZ.TV3 E.GZ.TV2 E.VASANT MAN-M12 EQL2-U2 EQL3-U4 LOJ-CA7 LOJ-CA2 ORO-CAG3 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31, ,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31, ,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31, ,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31, ,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31, ,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31, ,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31, ,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31, ,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31, ,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31, ,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31, ,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31, ,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31, ,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31, ,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31, ,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31, ,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31, ,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31, ,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 36,0 71,2 31,5 5,0 46,0 28,3 2,5 1,0 4,4 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 36,0 71,2 31,5 5,0 34,9 23,0 2,5 1,0 4,4 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 36,0 71,2 31,5 4,0 23,0 23,0 2,5-4,4 5,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31, ,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31, ,2 120,0 5,2 5,2 5,2 5,0 5,2 4,3 4,3 4,3 18,0 71,2 31, , ,0 124,8 124,8 124,8 120,0 124,8 103,2 103,2 103,2 486, ,8 755,6 14,0 103,8 74,3 7,5 2,0 13, , , , , , , , , , , , , ,7 949, , ,0 536,5 147, ,0 4,8235 5,6759 6,1209 6,3097 6,3189 6,3199 6,3199 6,4105 6,4313 6,4420 6,8099 6,8578 7, , , , , , ,0294 DEMANDA UNIDAD PRECIO Precio Ponderado ORO-MAU5 ORO-MAU4 LOJ-C10 LOJ-CA9 LOJ-CA5 LOJ-CA4 TP.ROSA3 IMCOLO23 IMCOLO13 IMPERU23 SISTEMA MARGINAL MERCADO Dem. Base 7,43 (MW) (cusd/kwh) Dem. Med. 7, ,0 235,0-32, ,52 E.VASANT 7,4202 Dem. Punta 10, ,0 235,0-30, ,39 E.VASANT 7,4287 Promedio 8, ,0 235,0-28, ,93 E.VASANT 7, ,0 235,0-28, ,45 E.VASANT 7, ,0 235,0-28, ,86 E.VASANT 7, ,0 235,0-29, ,86 E.VASANT 7, ,0 235,0-26, ,20 E.VASANT 7, ,0 235,0-28, ,01 E.VASANT 7, ,0 235,0-31, ,65 E.VASANT 7, ,0 235,0-34, ,80 E.VASANT 7, ,0 235,0-35, ,67 E.VASANT 7, ,0 235,0-34, ,16 E.VASANT 7, ,0 235,0-34, ,42 E.VASANT 7, ,0 235,0-33, ,26 E.VASANT 7, ,0 235,0-32, ,39 E.VASANT 7, ,0 235,0-33, ,34 E.VASANT 7, ,0 235,0-33, ,60 E.VASANT 7, ,0 235,0-38, ,68 E.VASANT 7,3974 2,0 2,0 2,2 2,2 1,2 1,2 4,0 209,0 10,0 44, ,27 EQL3-U4 12,9188 2,0 2,0 2,2 2,2 1,2 1,2 4,0 205,0 9,0 43, ,57 EQL2-U2 12,4427 2,0 2, ,0 213,0 7,0 41, ,90 EQL2-U2 12, ,0 230,0 5,0 45, ,43 E.VASANT 7, ,0 235,0-41, ,55 E.VASANT 7, ,0 235,0-35, ,03 E.VASANT 7,4106 6,0 6,0 4,4 4,4 2,4 2,4 96, ,0 31,0 825,5 480,8 467,3 331,1 350,6 206,5 205, ,0 0,0 0,0 14, , , , , , , Tabla E.2 Despacho Económico Diario Programado de Ecuador, Colombia y Perú interconectados, 21 de mayo del 2005

140 ANEXOS 125 ANEXO E: Despachos de los Mercados Eléctricos (Ecuatoriano y Peruano) E.3 DESPACHO ECONÓMICO DIARIO PROGRAMADO DE PERÚ (AUTÓNOMO) SAB ELECTROPERU EDEGEL ETEVENSA EEPSA PROGRAMACION DIARIA DPC / SEM 21 Sábado 21 de Mayo de 2005 ELECTROANDES CAHUA EGENOR HORA MAN RON Tumbes WART HUIN MAT CALL MOY HPNI Chimay Yanango Huanchor WESTIN UTI_5 UTI_6 VENT3 VENT4 1:00 565,0 183,4 17,0 0,0 75,0 61,0 63,0 24,2 75,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 32,0 4,0 2,9 0,0 10,0 70,0 110,0 2:00 535,0 173,7 17,0 0,0 75,0 61,0 63,0 24,2 0,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 32,0 4,0 2,9 0,0 10,0 70,0 110,0 3:00 515,0 167,2 17,0 0,0 75,0 61,0 63,0 24,2 0,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 32,0 4,0 2,9 0,0 10,0 70,0 110,0 4:00 515,0 167,2 17,0 0,0 75,0 61,0 63,0 24,2 0,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 32,0 4,0 2,9 0,0 10,0 70,0 110,0 5:00 540,0 175,3 17,0 0,0 75,0 61,0 63,0 24,2 0,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 32,0 4,0 2,9 0,0 10,0 70,0 110,0 6:00 570,0 185,1 17,0 0,0 75,0 61,0 63,0 24,2 0,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 32,0 4,0 2,9 0,0 10,0 70,0 110,0 7:00 500,0 143,6 17,0 0,0 75,0 61,0 63,0 24,2 0,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 35,0 4,0 2,9 15,5 10,0 70,0 150,0 8:00 480,0 143,6 17,0 121,2 75,0 61,0 63,0 24,2 75,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 35,0 4,0 2,9 31,0 70,0 150,0 9:00 580,0 143,6 17,0 155,6 75,0 61,0 63,0 24,2 90,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 35,0 4,0 2,9 31,0 70,0 150,0 10:00 600,0 143,6 17,0 177,9 75,0 61,0 63,0 24,2 90,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 35,0 4,0 2,9 31,0 70,0 150,0 11:00 600,0 143,6 17,0 156,8 75,0 61,0 63,0 24,2 90,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 35,0 4,0 2,9 31,0 10,0 70,0 150,0 11,0 12:00 600,0 143,6 17,0 174,1 75,0 61,0 63,0 24,2 90,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 35,0 4,0 2,9 31,0 70,0 150,0 13:00 600,0 143,6 17,0 196,7 75,0 61,0 63,0 24,2 90,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 35,0 4,0 2,9 0,0 70,0 150,0 14:00 600,0 143,6 17,0 156,5 75,0 61,0 63,0 24,2 90,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 35,0 4,0 2,9 0,0 70,0 150,0 15:00 600,0 143,6 17,0 151,5 75,0 61,0 63,0 24,2 75,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 35,0 4,0 2,9 0,0 70,0 150,0 16:00 580,0 143,6 17,0 119,4 85,0 61,0 63,0 24,2 75,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 35,0 4,0 2,9 0,0 70,0 150,0 17:00 570,0 143,6 17,0 128,1 85,0 61,0 63,0 24,2 75,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 35,0 4,0 2,9 0,0 70,0 150,0 18:00 590,0 143,6 17,0 153,1 85,0 61,0 63,0 24,2 90,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 20,0 35,0 4,0 2,9 0,0 85,0 150,0 12,0 2,0 19:00 640,0 143,6 17,0 198,9 105,0 61,0 63,0 24,2 90,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 33,0 37,0 4,2 2,9 32,0 85,0 180,0 12,0 2,0 20:00 640,0 143,6 17,0 170,3 105,0 61,0 63,0 24,2 90,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 33,0 37,0 4,2 2,9 32,0 85,0 180,0 12,0 2,0 21:00 640,0 143,6 17,0 122,7 105,0 61,0 63,0 24,2 90,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 33,0 37,0 4,2 2,9 32,0 85,0 180,0 12,0 2,0 22:00 610,0 143,6 17,0 121,7 85,0 61,0 63,0 24,2 75,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 20,0 37,0 4,2 2,9 32,0 60,0 180,0 12,0 2,0 23:00 580,0 143,6 17,0 92,8 85,0 61,0 63,0 24,2 75,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 34,0 4,2 2,9 31,0 10,0 60,0 120,0 0:00 580,0 143,6 17,0 82,6 85,0 61,0 63,0 24,2 75,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 34,0 4,0 2,9 15,5 10,0 60,0 110,0 M_TG1 M_TG ,0 3636,7 0,0 408,0 2479,9 1950,0 1464,0 1512,0 580,8 1500,0 408,0 432,0 0,0 0,0 0,0 3720,0 3720,0 360,0 0,0 1920,0 0,0 2400,0 144,0 177,0 828,0 97,0 69,6 345,0 100,0 0,0 1710,0 3410,0 0,0 71,0 0,0 0,0 10,0 0,0 0,0 0,0 0,0 M_TGN4 M_TG3 Yaupi Oro_Pac Malpaso Cahua Arcata Pariac GallitoC CNP_Sulzer 1,2,3 Mann Cqro CPato CH_O Piura1 Sullana Paita1 Piura2 Paita2 TG_PI TRUJI CHIMB NOTAS: 1 LA UNIDAD TG7 DE SANTA ROSA F/S DE 0 A 24H, POR TRABAJOS DE CONVERSIÓN PARA OPERACIÓN A GAS. 2 LA UNIDAD TG2 DE LA C.T. MALACAS F/S DE 00:00 A 24:00 HORAS, POR LIMITE DE HORAS DE OPERACIÓN. 3 LÍNEA L-2030 F/S DE 07:30 A 17:30H, POR MANTENIMIENTO ELECTROMECÁNICO. 4 LÍNEA L-2231 F/S DE 08 A 16H, POR MANTENIMIENTO ELECTROMECÁNICO.

141 ANEXOS 126 ANEXO E: Despachos de los Mercados Eléctricos (Ecuatoriano y Peruano) PROGRAMACION DIARIA DPC / SEM 21 TERMOSELVA SHOUGESA EGEMSA EGESUR ENERSUR EGASA SAN GABAN AG_TG1 AG_TG2 SH_TV1 SH_TV2 Sh_TV3 ONAN MachuP Dolores 1 Dolores 2 Aric. Calana 1,2,3 Calana 4 ILO TV 1 ILO TV 2 ILO TV 3 ILO TV 4 Ilo 2 Catkato ILO TG1 ILO TG2 Char_1-3 Char IV Char V Char VI 88,0 78,0 9,0 23,0 88,0 4,0 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 23,8 4,9 31,0 70, ,16 SHOUGESA TV 1 - R500 81,1200 Costo promedio 88,0 78,0 10,0 23,0 88,0 4,0 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 50,3 4,4 31,0 70, ,87 SHOUGESA TV 1 - R500 81,1200 Dem. Base 8,06 88,0 78,0 13,0 23,0 88,0 4,0 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 24,3 4,4 31,0 70, ,48 SHOUGESA TV 1 - R500 81,1200 Dem. Media 8,19 88,0 78,0 13,0 23,0 88,0 4,0 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 30,0 4,4 31,0 70, ,34 SHOUGESA TV 1 - R500 81,1200 Dem. Punta 8,23 88,0 78,0 12,0 23,0 88,0 4,0 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 34,5 4,4 31,0 70, ,37 SHOUGESA TV 1 - R500 81,1200 Promedio 8,16 88,0 78,0 11,0 23,0 88,0 4,0 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 33,6 4,4 31,0 80, ,30 SHOUGESA TV 1 - R500 81, ,0 78,0 14,0 23,0 88,0 7,2 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 41,4 4,4 31,0 70, ,21 SHOUGESA TV 1 - R500 81, ,0 78,0 19,0 23,0 88,0 7,2 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 25,0 4,4 31,0 85, ,86 SHOUGESA TV 1 - R500 81, ,0 78,0 19,0 23,0 88,0 7,2 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 30,0 4,4 31,0 85, ,28 SHOUGESA TV 1 - R500 81, ,0 78,0 19,0 23,0 88,0 7,2 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 50,0 4,4 31,0 85, ,99 SHOUGESA TV 1 - R500 81, ,0 78,0 19,0 23,0 88,0 7,2 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 60,0 4,4 31,0 10,0 85, ,70 PIURA 1 - R6 87, ,0 78,0 17,0 23,0 88,0 7,2 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 8,8 80,0 5,2 31,0 85, ,10 SHOUGESA TV 1 - R500 81, ,0 78,0 17,0 23,0 88,0 7,2 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 8,8 50,0 5,2 31,0 85, ,03 SHOUGESA TV 1 - R500 81, ,0 78,0 17,0 23,0 88,0 7,2 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 8,8 30,0 5,2 31,0 85, ,04 SHOUGESA TV 1 - R500 81, ,0 78,0 18,0 23,0 88,0 7,2 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 8,8 30,0 5,2 31,0 85, ,09 SHOUGESA TV 1 - R500 81, ,0 78,0 18,0 23,0 88,0 8,5 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 8,8 30,0 5,2 31,0 85, ,19 SHOUGESA TV 1 - R500 81, ,0 78,0 18,0 23,0 88,0 26,0 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 8,8 30,0 5,2 31,0 85, ,01 SHOUGESA TV 1 - R500 81, ,0 78,0 23,0 88,0 31,7 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 9,8 30,0 5,2 31,0 95, ,99 MOLLENDO R500 82, ,0 78,0 23,0 88,0 31,7 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 14,7 120,0 8,7 26,0 95, ,24 MOLLENDO R500 82, ,0 78,0 23,0 88,0 31,7 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 14,7 120,0 8,7 27,0 95, ,37 MOLLENDO R500 82, ,0 78,0 23,0 88,0 31,7 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 14,7 100,0 8,7 28,0 95, ,39 MOLLENDO R500 82, ,0 78,0 23,0 88,0 31,7 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 8,8 90,0 8,7 24,0 95, ,52 MOLLENDO R500 82, ,0 78,0 23,0 88,0 15,0 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 50,0 5,2 31,0 80, ,59 CNP SULZER R6 79, ,0 78,0 23,0 88,0 5,0 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 25,0 4,4 31,0 80, ,49 CNP SULZER R6 79, ,0 1872,0 263,0 0,0 552,0 0,0 2112,0 0,0 0,0 301,8 432,0 144,0 0,0 480,0 624,0 0,0 3240,0 0,0 0,0 0,0 156,0 211,7 1187,9 129,7 0,0 0,0 0,0 725,0 10,0 0,0 0,0 1985,0 0,0 0,0 0,0 CCOMB Moll TG1 Moll TG2 Moll 1, 2, 3 Chi -Sulzer 1,2 CHIL TV 2 CHIL TV 3 S Gaban II Taparachi 1 Bvista 1 Bvista 2 DEMANDA (MW) UNIDAD QUE MARGINA" COSTO MARGINAL (USD/MWh) Tabla E.3 Despacho Económico Diario Programado de Perú (Autónomo), 21 de mayo del 2005

142 ANEXOS 127 ANEXO E: Despachos de los Mercados Eléctricos (Ecuatoriano y Peruano) E.4 DESPACHO ECONÓMICO DIARIO PROGRAMADO DE PERÚ (EXPORTACIÓN) SAB PROGRAMACION DIARIA DPC / SEM 21 Sábado 21 de Mayo de 2005 ELECTROPERU EDEGEL ETEVENSA EEPSA ELECTROANDES CAHUA EGENOR HORA MAN RON Tumbes WART HUIN MAT CALL MOY HPNI Chimay Yanango Huanchor WESTIN UTI_5 UTI_6 VENT3 VENT4 1:00 565,0 183,4 17,0 0,0 75,0 61,0 63,0 24,2 75,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 32,0 4,0 2,9 0,0 10,0 70,0 110,0 12,0 2:00 535,0 173,7 17,0 0,0 75,0 61,0 63,0 24,2 0,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 32,0 4,0 2,9 0,0 10,0 70,0 110,0 12,0 3:00 515,0 167,2 17,0 0,0 75,0 61,0 63,0 24,2 0,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 32,0 4,0 2,9 0,0 10,0 70,0 110,0 12,0 4:00 515,0 167,2 17,0 0,0 75,0 61,0 63,0 24,2 0,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 32,0 4,0 2,9 0,0 10,0 70,0 110,0 12,0 5:00 540,0 175,3 17,0 0,0 75,0 61,0 63,0 24,2 0,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 32,0 4,0 2,9 0,0 10,0 70,0 110,0 12,0 6:00 570,0 185,1 17,0 0,0 75,0 61,0 63,0 24,2 0,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 32,0 4,0 2,9 0,0 10,0 70,0 110,0 12,0 7:00 500,0 143,6 17,0 0,0 75,0 61,0 63,0 24,2 0,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 35,0 4,0 2,9 15,5 10,0 70,0 150,0 12,0 8:00 480,0 143,6 17,0 121,2 75,0 61,0 63,0 24,2 75,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 35,0 4,0 2,9 31,0 10,0 70,0 150,0 12,0 9:00 580,0 143,6 17,0 155,6 75,0 61,0 63,0 24,2 90,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 35,0 4,0 2,9 31,0 10,0 70,0 150,0 12,0 10:00 600,0 143,6 17,0 177,9 75,0 61,0 63,0 24,2 90,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 35,0 4,0 2,9 31,0 10,0 70,0 150,0 12,0 11:00 600,0 143,6 17,0 156,8 75,0 61,0 63,0 24,2 90,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 35,0 4,0 2,9 31,0 10,0 70,0 150,0 12,0 12:00 600,0 143,6 17,0 174,1 75,0 61,0 63,0 24,2 90,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 35,0 4,0 2,9 31,0 10,0 70,0 150,0 12,0 13:00 600,0 143,6 17,0 196,7 75,0 61,0 63,0 24,2 90,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 35,0 4,0 2,9 0,0 10,0 70,0 150,0 12,0 14:00 600,0 143,6 17,0 156,5 75,0 61,0 63,0 24,2 90,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 35,0 4,0 2,9 0,0 10,0 70,0 150,0 12,0 15:00 600,0 143,6 17,0 151,5 75,0 61,0 63,0 24,2 75,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 35,0 4,0 2,9 0,0 10,0 70,0 150,0 12,0 16:00 580,0 143,6 17,0 119,4 85,0 61,0 63,0 24,2 75,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 35,0 4,0 2,9 0,0 10,0 70,0 150,0 12,0 17:00 570,0 143,6 17,0 128,1 85,0 61,0 63,0 24,2 75,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 35,0 4,0 2,9 0,0 10,0 70,0 150,0 12,0 18:00 590,0 143,6 17,0 153,1 85,0 61,0 63,0 24,2 90,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 20,0 35,0 4,0 2,9 0,0 10,0 85,0 150,0 12,0 2,0 19:00 640,0 143,6 17,0 198,9 105,0 61,0 63,0 24,2 90,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 33,0 37,0 4,2 2,9 32,0 10,0 85,0 180,0 12,0 2,0 20:00 640,0 143,6 17,0 170,3 105,0 61,0 63,0 24,2 90,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 33,0 37,0 4,2 2,9 32,0 10,0 85,0 180,0 12,0 2,0 21:00 640,0 143,6 17,0 122,7 105,0 61,0 63,0 24,2 90,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 33,0 37,0 4,2 2,9 32,0 10,0 85,0 180,0 12,0 2,0 22:00 610,0 143,6 17,0 121,7 85,0 61,0 63,0 24,2 75,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 20,0 37,0 4,2 2,9 32,0 10,0 60,0 180,0 12,0 2,0 23:00 580,0 143,6 17,0 92,8 85,0 61,0 63,0 24,2 75,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 34,0 4,2 2,9 31,0 10,0 60,0 120,0 12,0 0:00 580,0 143,6 17,0 82,6 85,0 61,0 63,0 24,2 75,0 17,0 18,0 155,0 155,0 15,0 80,0 100,0 6,0 2,0 34,0 4,0 2,9 15,5 10,0 60,0 110,0 12,0 M_TG1 M_TG ,0 3646,1 0,0 408,0 2458,2 1945,0 1464,0 1512,0 580,3 1507,5 408,0 432,0 0,0 0,0 0,0 3720,0 3720,0 360,0 0,0 1920,0 0,0 2400,0 144,0 174,5 828,0 97,0 69,9 344,8 240,0 0,0 1715,0 3385,0 0,0 288,0 0,0 0,0 10,0 0,0 0,0 0,0 0,0 M_TGN4 M_TG3 Yaupi Oro_Pac Malpaso Cahua Arcata Pariac GallitoC CNP_Sulzer 1,2,3 Mann Cqro CPato CH_O Piura1 Sullana Paita1 Piura2 Paita2 TG_PI TRUJI CHIMB NOTAS: 1 LA UNIDAD TG7 DE SANTA ROSA F/S DE 0 A 24H, POR TRABAJOS DE CONVERSIÓN PARA OPERACIÓN A GAS. 2 LA UNIDAD TG2 DE LA C.T. MALACAS F/S DE 00:00 A 24:00 HORAS, POR LIMITE DE HORAS DE OPERACIÓN. 3 LÍNEA L-2030 F/S DE 07:30 A 17:30H, POR MANTENIMIENTO ELECTROMECÁNICO. 4 LÍNEA L-2231 F/S DE 08 A 16H, POR MANTENIMIENTO ELECTROMECÁNICO.

143 ANEXOS 128 ANEXO E: Despachos de los Mercados Eléctricos (Ecuatoriano y Peruano) PROGRAMACION DIARIA DPC / SEM 21 TERMOSELVA SHOUGESA EGEMSA EGESUR ENERSUR EGASA SAN GABAN AG_TG1 AG_TG2 SH_TV1 SH_TV2 Sh_TV3 ONAN MachuP Dolores 1 Dolores 2 Aric. Calana 1,2,3 Calana 4 ILO TV 1 ILO TV 2 ILO TV 3 ILO TV 4 Ilo 2 Catkato ILO TG1 ILO TG2 Char_1-3 Char IV Char V Char VI CCOMB Moll TG1 Moll TG2 Moll 1, 2, 3 Chi -Sulzer 1,2 CHIL TV 2 CHIL TV 3 S Gaban II Taparachi 1 Bvista 1 Bvista 2 FLUJO ZORRITOS - MACHALA DEMANDA UNIDAD QUE MARGINA COSTO MARGINAL (USD/MWh) 88,0 78,0 19,0 23,0 88,0 4,0 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 23,8 4,9 31,0 10,0 70,0 31, ,15 PIURA 1 - R6 84,90 Costo promedio 88,0 78,0 19,0 23,0 88,0 4,0 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 50,3 4,4 31,0 10,0 70,0 30, ,37 PIURA 1 - R6 84,90 Dem. Base 8,47 88,0 78,0 19,0 23,0 88,0 4,0 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 24,3 4,4 31,0 10,0 70,0 28, ,88 PIURA 1 - R6 84,90 Dem. Media 8,74 88,0 78,0 19,0 23,0 88,0 4,0 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 30,0 4,4 31,0 10,0 70,0 28, ,54 PIURA 1 - R6 84,90 Dem. Punta 8,73 88,0 78,0 19,0 23,0 88,0 4,0 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 34,5 4,4 31,0 10,0 70,0 28, ,17 PIURA 1 - R6 84,90 Promedio 8,65 88,0 78,0 19,0 23,0 88,0 4,0 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 33,6 4,4 31,0 10,0 80,0 29, ,00 PIURA 1 - R6 84,90 88,0 78,0 19,0 23,0 88,0 7,2 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 41,4 4,4 31,0 10,0 70,0 26, ,01 PIURA 1 - R6 84,90 88,0 78,0 19,0 23,0 88,0 7,2 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 25,0 4,4 31,0 10,0 85,0 28, ,36 PIURA 1 - R6 87,35 88,0 78,0 19,0 23,0 88,0 7,2 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 30,0 4,4 31,0 10,0 85,0 31, ,78 PIURA 1 - R6 87,35 88,0 78,0 19,0 23,0 88,0 7,2 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 50,0 4,4 31,0 10,0 85,0 34, ,99 PIURA 1 - R6 87,35 88,0 78,0 19,0 23,0 88,0 7,2 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 60,0 4,4 31,0 10,0 85,0 35, ,90 ILO1 TV3 - R500 88,54 88,0 78,0 19,0 23,0 88,0 7,2 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 8,8 80,0 5,2 31,0 10,0 85,0 34, ,60 PIURA 1 - R6 87,35 88,0 78,0 19,0 23,0 88,0 7,2 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 8,8 50,0 5,2 31,0 10,0 85,0 34, ,13 PIURA 1 - R6 87,35 88,0 78,0 19,0 23,0 88,0 7,2 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 8,8 30,0 5,2 31,0 10,0 85,0 33, ,94 PIURA 1 - R6 87,35 88,0 78,0 19,0 23,0 88,0 7,2 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 8,8 30,0 5,2 31,0 10,0 85,0 32, ,99 PIURA 1 - R6 87,35 88,0 78,0 19,0 23,0 88,0 8,5 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 8,8 30,0 5,2 31,0 10,0 85,0 33, ,19 PIURA 1 - R6 87,35 88,0 78,0 19,0 23,0 88,0 26,0 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 8,8 30,0 5,2 31,0 10,0 85,0 33, ,41 PIURA 1 - R6 87,35 88,0 78,0 19,0 23,0 88,0 31,7 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 9,8 30,0 5,2 31,0 10,0 95,0 38, ,09 CHILINA SULZ 12 - R500 D2 87,91 88,0 78,0 19,0 23,0 88,0 31,7 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 14,7 120,0 8,7 31,0 10,0 95,0 44, ,44 CHILINA SULZ 12 - R500 D2 87,91 88,0 78,0 19,0 23,0 88,0 31,7 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 14,7 120,0 8,7 31,0 10,0 95,0 43, ,87 CHILINA SULZ 12 - R500 D2 87,91 88,0 78,0 19,0 23,0 88,0 31,7 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 14,7 100,0 8,7 31,0 10,0 95,0 41, ,19 CHILINA SULZ 12 - R500 D2 87,91 88,0 78,0 19,0 23,0 88,0 31,7 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 8,8 90,0 8,7 31,0 10,0 95,0 45, ,32 CHILINA SULZ 12 - R500 D2 84,90 88,0 78,0 19,0 23,0 88,0 15,0 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 50,0 5,2 31,0 10,0 80,0 41, ,79 PIURA 1 - R6 84,90 88,0 78,0 19,0 23,0 88,0 5,0 18,0 6,0 20,0 26,0 135,0 6,5 7,4 25,0 4,4 31,0 10,0 80,0 35, ,99 PIURA 1 - R6 83, ,0 1872,0 456,0 0,0 552,0 0,0 0,0 0,0 304,9 432,0 144,0 0,0 480,0 675,0 0,0 3240,0 0,0 0,0 0,0 156,7 214,4 1206,4 129,1 0,0 0,0 0,0 744,0 240,0 0,0 0,0 1990,0 0,0 0,0 0,0 Tabla E.4 Despacho Económico Diario Programado de Perú (exportación), 21 de mayo del 2005

144 ANEXOS 129 ANEXO F: Resultados de Simulaciones ANEXO F: RESULTADOS DE SIMULACIONES F.1 IMPORTACIÓN/EXPORTACIÓN (21-27 MAYO/2005) F.1.1 RESULTADOS PARA EL DÍA 21 DE MAYO DEL 2005 Día 21 Metodología I Metodología II Ecuador Metodología I Metodología II Perú Metodología I Metodología II HORA Flujo Zorritos-Machala (MW) Flujo Zorritos-Machala (MW) Precio Marginal Precio Marginal IMP Beneficio (USD) 1:00-31,99 12,47 7, ,65 81,12 84, ,03 2:00-30,50 12,47 7, ,75 81,12 84, ,39 3:00-28,40 12,47 7, ,95 81,12 84, ,45 4:00-28,20 12,47 7, ,57 81,12 84, ,69 5:00-28,80 12,47 7, ,49 81,12 84, ,96 6:00-29,70 12,47 7, ,17 81,12 84, ,37 7:00-26,80 12,47 7, ,22 81,12 84, ,39 8:00-28,50 12,47 7, ,16 81,38 87, ,21 9:00-31,50 12,47 7, ,34 81,38 87, ,12 10:00-34,00 12,47 7, ,72 81,38 87, ,05 11:00-35,20 12,47 7, ,55 87,35 88,537-41,80 12:00-34,50 12,47 7, ,21 81,38 87, ,04 13:00-34,10 12,47 7, ,93 81,38 87, ,65 14:00-33,90 12,47 7, ,08 81,38 87, ,46 15:00-32,90 12,47 7, ,41 81,38 87, ,49 16:00-33,00 12,47 7, ,75 81,38 87, ,08 17:00-33,40 12,47 7, ,30 81,38 87, ,47 18:00-38,10 12,47 7, ,11 82,34 87, ,18 19:00-44,20 14,13 12,92-535,26 82,34 87, ,15 20:00-43,50 14,13 12,44-733,88 82,34 87, ,25 21:00-41,80 12,79 12,43-149,08 82,34 87, ,78 22:00-45,80 12,47 7, ,31 82,34 84,9-117,25 23:00-41,20 12,47 7, ,07 79,2 84, ,98 0:00-35,50 12,47 7, ,43 79,2 83,9-166,85 Beneficio (USD) Precio Marginal Precio Marginal EXP Beneficio (USD) Beneficio (USD) Tabla F.1 Importación/Exportación de electricidad, 21 de mayo del MW USD/kWh Día 21 Flujo Zorritos-Machala: Metod I (MW) Flujo Zorritos-Machala: Metod II (MW) CM Ecua Col CN Zorritos Per POI Ecua Col Figura F.1 Períodos para la importación de electricidad desde Perú, 21 de mayo del 2005

145 ANEXOS 130 ANEXO F: Resultados de Simulaciones Ecuador Met. I Met. II Beneficio neto (USD) 0, , USD c USD/kWh Día 21 6 Beneficio Met. I (USD) Beneficio Met. II (USD) CM Ecua Col CM Ecua Col Per Figura F.2 Beneficios económicos de Ecuador por importación de electricidad, 21 de mayo del Perú Met. I Met. II Beneficio neto (USD) 0, , USD c 7 USD/kWh Día 21 6 Beneficio Met. I (USD) Beneficio Met. II (USD) CM Perú CMexp Perú Figura F.3 Beneficios económicos de Perú por exportación de electricidad, 21 de mayo del 2005

146 ANEXOS 131 ANEXO F: Resultados de Simulaciones F.1.2 RESULTADOS PARA EL DÍA 22 DE MAYO DEL 2005 Día 22 Metodología I Metodología II Ecuador Perú Metodología I Metodología II Metodología I Metodología II HORA Flujo Zorritos-Machala (MW) Flujo Zorritos-Machala (MW) Precio Marginal Precio Marginal IMP Beneficio (USD) 1:00 32,50 32,50 12,47 7, , ,25 7,86 8,11 82,79 82,79 2:00 30,90 30,90 12,47 7, , ,56 7,86 8,11 78,71 78,71 3:00 30,30 30,30 12,47 7, , ,08 7,86 8,11 77,19 77,19 4:00 29,60 29,60 12,47 7, , ,64 7,86 8,11 75,40 75,40 5:00 29,50 29,50 12,47 7, , ,21 7,86 8,11 75,15 75,15 6:00 29,30 29,30 12,47 7, , ,13 7,86 8,11 74,64 74,64 7:00 23,50 23,50 12,47 7, , ,71 7,86 8,11 59,86 59,86 8:00 24,90 24,90 12,47 7, , ,74 8,01 8,26 61,16 61,16 9:00 27,20 27,20 12,47 7, , ,70 8,01 8,26 66,81 66,81 10:00 29,10 29,10 12,47 7, , ,66 8,14 8,56 124,08 124,08 11:00 30,70 30,70 12,47 7, , ,86 8,14 8,56 130,90 130,90 12:00 32,50 32,50 12,47 7, , ,11 8,14 8,56 138,58 138,58 13:00 31,60 31,60 12,47 7, , ,07 8,14 8,56 134,74 134,74 14:00 31,00 31,00 12,47 7, , ,95 8,14 8,56 132,18 132,18 15:00 31,20 31,20 12,47 7, , ,59 8,14 8,56 133,03 133,03 16:00 30,70 30,70 12,47 7, , ,42 8,14 8,56 130,90 130,90 17:00 30,90 30,90 12,47 7, , ,60 8,14 8,56 131,76 131,76 18:00 32,40 32,40 14,69 14,17 168,38 168,38 8,22 8,56 112,16 112,16 19:00 44,60 44,60 14,69 14,17 229,45 229,45 8,22 8,56 154,40 154,40 20:00 44,80 44,80 14,69 14,16 236,57 236,57 8,22 8,56 155,09 155,09 21:00 43,30 43,30 12,79 11,16 704,80 704,80 8,22 8,56 149,89 149,89 22:00 44,00 44,00 12,47 7, , ,65 8,22 8,56 152,32 152,32 23:00 38,20 38,20 12,47 7, , ,13 7,92 8,38 175,37 175,37 0:00 32,20 32,20 12,47 7, , ,59 7,92 8,38 147,83 147,83 Beneficio (USD) Precio Marginal Precio Marginal EXP Beneficio (USD) Beneficio (USD) Tabla F.2 Importación/Exportación de electricidad, 22 de mayo del MW USD/kWh Día 22 Flujo Zorritos-Machala: Metod I (MW) Flujo Zorritos-Machala: Metod II (MW) CM Ecua Col CN Zorritos Per POI Ecua Col Figura F.4 Períodos para la importación de electricidad desde Perú, 22 de mayo del 2005

147 ANEXOS 132 ANEXO F: Resultados de Simulaciones USD Ecuador Met. I Met. II Beneficio neto (USD) , , Día USD/kWh Beneficio Met. I (USD) Beneficio Met. II (USD) CM Ecua Col CM Ecua Col Per Figura F.5 Beneficios económicos de Ecuador por importación de electricidad, 22 de mayo del 2005 USD Perú Met. I Met. II Beneficio neto (USD) 2.754, , Día USD/kWh Beneficio Met. I (USD) Beneficio Met. II (USD) CM Perú CMexp Perú Figura F.6 Beneficios económicos de Perú por exportación de electricidad, 22 de mayo del 2005

148 ANEXOS 133 ANEXO F: Resultados de Simulaciones F.1.3 RESULTADOS PARA EL DÍA 23 DE MAYO DEL 2005 Día 23 Metodología I Metodología II Ecuador Metodología I Metodología II Perú Metodología I Metodología II HORA Flujo Zorritos-Machala (MW) Flujo Zorritos-Machala (MW) Precio Marginal Precio Marginal IMP Beneficio (USD) 1: ,29 13, ,11 8, : ,29 13, ,11 8, : ,29 13, ,11 8, : ,29 13, ,11 8, : ,29 13, ,11 8, : ,69 14, ,11 8, : ,69 14, ,11 8, : ,69 14, ,14 8, : ,69 14, ,14 8, : ,69 14, ,14 8, : ,69 14, ,14 8, : ,69 14, ,14 8, : ,69 14, ,14 8, : ,69 14, ,14 8, : ,69 14, ,14 8, : ,69 14, ,14 8, : ,69 14, ,14 8, : ,69 14, ,22 8, : ,69 14, ,22 8, : ,69 14, ,22 8, : ,69 14, ,22 8, : ,69 14, ,22 8, : ,69 14, ,92 8, : ,69 14, ,92 8, Beneficio (USD) Precio Marginal Precio Marginal EXP Beneficio (USD) Beneficio (USD) Tabla F.3 Importación/Exportación de electricidad, 23 de mayo del USD/kWh Día 23 Flujo Zorritos-Machala: Metod I (MW) Flujo Zorritos-Machala: Metod II (MW) CM Ecua Col CN Zorritos Per POI Ecua Col Figura F.7 Períodos para la importación de electricidad desde Perú, 23 de mayo del 2005

149 ANEXOS 134 ANEXO F: Resultados de Simulaciones 16 Ecuador Met. I Met. II Beneficio neto (USD) 0,00 0,00 14 USD/kWh Día 23 Beneficio Met. I (USD) Beneficio Met. II (USD) CM Ecua Col CM Ecua Col Per Figura F.8 Beneficios económicos de Ecuador por importación de electricidad, 23 de mayo del Perú Met. I Met. II Beneficio neto (USD) 0,00 0,00 10 USD/kWh Día 23 Beneficio Met. I (USD) Beneficio Met. II (USD) CM Perú CMexp Perú Figura F.9 Beneficios económicos de Perú por exportación de electricidad, 23 de mayo del 2005

150 ANEXOS 135 ANEXO F: Resultados de Simulaciones F.1.4 RESULTADOS PARA EL DÍA 24 DE MAYO DEL 2005 Día 24 Metodología I Metodología II Ecuador Metodología I Metodología II Perú Metodología I Metodología II HORA Flujo Zorritos-Machala (MW) Flujo Zorritos-Machala (MW) Precio Marginal Precio Marginal IMP Beneficio (USD) 1: ,13 13, ,11 8, : ,13 13, ,11 8, : ,13 13, ,11 8, : ,13 13, ,11 8, : ,13 13, ,11 8, : ,13 13, ,11 8, : ,13 13, ,11 8, : ,13 13, ,14 8, : ,13 13, ,14 8, : ,13 13, ,14 8, : ,69 14, ,14 8, : ,69 14, ,74 8, : ,69 14, ,14 8, : ,69 14, ,14 8, : ,69 14, ,14 8, : ,69 14, ,14 8, : ,69 14, ,14 8, : ,69 14, ,73 8, : ,69 14, ,73 8, : ,69 14, ,73 8, : ,69 14, ,73 8, : ,69 14, ,73 8, : ,69 14, ,92 8, : ,69 14, ,92 8, Beneficio (USD) Precio Marginal Precio Marginal EXP Beneficio (USD) Beneficio (USD) Tabla F.4 Importación/Exportación de electricidad, 24 de mayo del USD/kWh Día 24 Flujo Zorritos-Machala: Metod I (MW) Flujo Zorritos-Machala: Metod II (MW) CM Ecua Col CN Zorritos Per POI Ecua Col Figura F.10 Períodos para la importación de electricidad desde Perú, 24 de mayo del 2005

151 ANEXOS 136 ANEXO F: Resultados de Simulaciones 16 Ecuador Met. I Met. II Beneficio neto (USD) 0,00 0,00 14 USD/kWh Día 24 Beneficio Met. I (USD) Beneficio Met. II (USD) CM Ecua Col CM Ecua Col Per Figura F.11 Beneficios económicos de Ecuador por importación de electricidad, 24 de mayo del Perú Met. I Met. II Beneficio neto (USD) 0,00 0,00 USD/kWh Día 24 Beneficio Met. I (USD) Beneficio Met. II (USD) CM Perú CMexp Perú Figura F.12 Beneficios económicos de Perú por exportación de electricidad, 24 de mayo del 2005

152 ANEXOS 137 ANEXO F: Resultados de Simulaciones F.1.5 RESULTADOS PARA EL DÍA 25 DE MAYO DEL 2005 Día 25 Metodología I Metodología II Ecuador Metodología I Metodología II Perú Metodología I Metodología II HORA Flujo Zorritos-Machala (MW) Flujo Zorritos-Machala (MW) Precio Marginal Precio Marginal IMP Beneficio (USD) 1: ,69 13, ,11 8, : ,69 13, ,11 8, : ,69 13, ,11 8, : ,69 13, ,11 8, : ,69 13, ,92 8, : ,69 13, ,92 8, : ,69 13, ,92 8, : ,69 13, ,74 8, : ,69 13, ,74 8, : ,69 13, ,74 8, : ,69 13, ,74 8, : ,69 13, ,74 8, : ,69 14, ,74 8, : ,69 14, ,74 8, : ,69 14, ,74 8, : ,69 14, ,74 8, : ,69 14, ,74 8, : ,69 14, ,22 8, : ,69 14, ,22 8, : ,69 14, ,22 8, : ,69 14, ,22 8, : ,69 14, ,22 8, : ,69 13, ,92 8, : ,69 13, ,92 8, Beneficio (USD) Precio Marginal Precio Marginal EXP Beneficio (USD) Beneficio (USD) Tabla F.5 Importación/Exportación de electricidad, 25 de mayo del USD/kWh Día 25 Flujo Zorritos-Machala: Metod I (MW) Flujo Zorritos-Machala: Metod II (MW) CM Ecua Col CNZorritos Per POI Ecua Col Figura F.13 Períodos para la importación de electricidad desde Perú, 25 de mayo del 2005

153 ANEXOS 138 ANEXO F: Resultados de Simulaciones 16 Ecuador Met. I Met. II Beneficio neto (USD) 0,00 0,00 14 USD/kWh Día 25 Beneficio Met. I (USD) Beneficio Met. II (USD) CM Ecua Col CM Ecua Col Per Figura F.14 Beneficios económicos de Ecuador por importación de electricidad, 25 de mayo del Perú Met. I Met. II Beneficio neto (USD) 0,00 0,00 USD/kWh Día 25 Beneficio Met. I (USD) Beneficio Met. II (USD) CM Perú CMexp Perú Figura F.15 Beneficios económicos de Perú por exportación de electricidad, 25 de mayo del 2005

154 ANEXOS 139 ANEXO F: Resultados de Simulaciones F.1.6 Resultados para el día 26 de mayo del 2005 Día 26 Metodología I Metodología II Ecuador Metodología I Metodología II Perú Metodología I Metodología II HORA Flujo Zorritos-Machala (MW) Flujo Zorritos-Machala (MW) Precio Marginal Precio Marginal IMP Beneficio (USD) 1:00 45,60-17,79 18, ,78-7,92 8,49 260,07-2:00 44,30-14,69 18,10 723,22-7,92 8,49 252,66-3:00 43,90-14,69 18,10 752,74-7,92 8,49 250,38-4:00 43,50-14,69 18,10 758,62-7,92 8,49 248,10-5:00 45,80-17,79 18, ,48-7,92 8,49 261,21-6:00 50,30-17,79 18, ,57-7,92 8,49 286,88-7:00 47,90-17,79 18, ,06-7,92 8,49 273,19-8:00 49,60-17,79 18, ,77-8,12 8,74 306,14-9:00 53,90-17,79 18, ,64-8,12 8,74 332,68-10:00 55,70-17,79 18, ,54-8,14 8,85 398,67-11:00 51,70-17,79 18, ,00-8,14 8,85 370,04-12:00 52,00-17,79 18, ,20-8,14 8,85 372,19-13:00 51,30-17,79 18, ,82-8,14 8,85 367,18-14:00 53,10-17,79 18, ,40-8,14 8,85 380,06-15:00 53,20-17,79 18, ,41-8,14 8,85 380,78-16:00 54,50-17,79 17, ,79-8,01 8,74 394,70-17:00 56,20 56,20 17,79 12, , ,75 8,01 8,74 407,01 407,01 18:00 57,70 57,70 17,79 12, , ,55 8,22 8,79 330,56 330,56 19:00 78,30 78,30 17,79 12, , ,60 7,92 8,79 685,05 685,05 20:00 76,50 76,50 17,79 9, , ,85 7,92 8,79 669,30 669,30 21:00 73,10 73,10 17,79 9, , ,37 7,92 8,79 639,55 639,55 22:00 66,90 66,90 17,79 9, , ,46 8,22 8,79 383,27 383,27 23:00 58,90 58,90 17,79 9, , ,47 7,86 8,49 372,44 372,44 0:00 49,70 49,70 17,79 9, , ,01 7,86 8,49 314,27 314,27 Beneficio (USD) Precio Marginal Precio Marginal EXP Beneficio (USD) Beneficio (USD) Tabla F.6 Importación/Exportación de electricidad, 26 de mayo del MW USD/kWh Día 26 Flujo Zorritos-Machala: Metod I (MW) Flujo Zorritos-Machala: Metod II (MW) CM Ecua Col CM Zorritos Per POI Ecua Col Figura F.16 Períodos para la importación de electricidad desde Perú, 26 de mayo del 2005

155 ANEXOS 140 ANEXO F: Resultados de Simulaciones USD Ecuador Met. I Met. II Beneficio neto (USD) , , USD/kWh Día Beneficio Met. I (USD) Beneficio Met. II (USD) CM Ecua Col CM Ecua Col Per Figura F.17 Beneficios económicos de Ecuador por importación de electricidad, 26 de mayo del Perú Met. I Met. II Beneficio neto (USD) 8.936, ,45 9 USD USD/kWh Día 26 6 Beneficio Met. I (USD) Beneficio Met. II (USD) CM Perú CMexp Perú Figura F.18 Beneficios económicos de Perú por exportación de electricidad, 26 de mayo del 2005

156 ANEXOS 141 ANEXO F: Resultados de Simulaciones F.1.7 RESULTADOS PARA EL DÍA 27 DE MAYO DEL 2005 Día 27 Metodología I Metodología II Ecuador Metodología I Metodología II Perú Metodología I Metodología II HORA Flujo Zorritos-Machala (MW) Flujo Zorritos-Machala (MW) Precio Marginal Precio Marginal IMP Beneficio (USD) 1:00 48,10 48,10 14,69 13,08 773,50 773,50 7,92 8, ,33 274,33 2:00 46,30 46,30 14,69 13,03 764,61 764,61 7,92 8, ,06 264,06 3:00 44,10 44,10 14,69 12,91 785,40 785,40 7,92 8, ,52 251,52 4:00 43,80 43,80 14,63 12,57 901,07 901,07 7,92 8, ,81 249,81 5:00 45,80 45,80 14,69 13,01 769,97 769,97 7,92 8, ,21 261,21 6:00 46,80 46,80 14,69 13,08 751,72 751,72 7,92 8, ,92 266,92 7:00 43,30 43,30 14,63 12,56 896,25 896,25 7,92 8, ,95 246,95 8:00 45,20 45,20 14,69 13,10 717,39 717,39 8,138 8, ,94 269,94 9:00 49,20 49,20 14,69 13,09 784,25 784,25 8,138 8, ,83 293,83 10:00 51,80 51,80 14,69 13,09 825,44 825,44 8,138 8, ,36 309,36 11:00 48,60 48,60 14,69 13,09 773,77 773,77 8,138 8, ,85 347,85 12:00 48,10 48,10 14,69 13,09 766,50 766,50 8,138 8, ,27 344,27 13:00 48,70 48,70 14,69 13,10 774,80 774,80 8,138 8, ,57 348,57 14:00 49,00 49,00 14,69 13,10 779,20 779,20 8,138 8, ,71 350,71 15:00 48,20 48,20 14,69 13,10 766,73 766,73 8,138 8, ,99 344,99 16:00 48,50 48,50 14,69 13,10 771,47 771,47 8,138 8, ,14 347,14 17:00 48,40 48,40 14,69 13,10 767,39 767,39 8,138 8, ,42 346,42 18:00 54,00 54,00 14,69 13,10 858,72 858,72 8,218 8, ,37 309,37 19:00 73,10 73,10 14,69 13, , ,62 7,916 8, ,55 639,55 20:00 72,40 72,40 14,69 13, , ,52 7,916 8, ,43 633,43 21:00 69,00 69,00 14,69 13, , ,62 7,916 8, ,68 603,68 22:00 66,30 66,30 14,69 13, , ,74 7,916 8, ,06 580,06 23:00 57,60 57,60 14,69 13,07 928,29 928,29 7,858 8, ,22 364,22 0:00 49,40 49,40 14,69 13,09 790,78 790,78 7,92 8, ,74 281,74 Beneficio (USD) Precio Marginal Precio Marginal EXP Beneficio (USD) Beneficio (USD) Tabla F.7 Importación/Exportación de electricidad, 27 de mayo del MW 80 8 USD/kWh Día 27 Flujo Zorritos-Machala: Metod I (MW) Flujo Zorritos-Machala: Metod II (MW) CM Ecua Col CM Zorritos Per POI Ecua Col Figura F.19 Períodos para la importación de electricidad desde Perú, 27 de mayo del 2005

157 ANEXOS 142 ANEXO F: Resultados de Simulaciones Ecuador Met. I Met. II Beneficio neto (USD) , , USD USD/kWh Día Beneficio Met. I (USD) Beneficio Met. II (USD) CM Ecua Col CM Ecua Col Per Figura F.20 Beneficios económicos de Ecuador por importación de electricidad, 27 de mayo del Perú Met. I Met. II Beneficio neto (USD) 8.529, , USD USD/kWh Día 27 7 Beneficio Met. I (USD) Beneficio Met. II (USD) CM Perú CMexp Perú Figura F.21 Beneficios económicos de Perú por exportación de electricidad, 27 de mayo del 2005

158 ANEXOS 143 ANEXO F: Resultados de Simulaciones F.2 EXPORTACIÓN (JUNIO/2007) F.2.1 RESULTADOS PARA UN DÍA LABORABLE Día laborable Metodología I Metodología II Ecuador Metodología I Metodología II HORA Flujo Machala-Zorritos (MW) Flujo Machala-Zorritos (MW) Precio Marginal Precio Marginal EXP Beneficio (USD) 1: ,14 4, : ,21 4, : ,21 3, : ,21 4, : ,21 4, : ,21 4, : ,21 4, : ,27 5, : ,99 6, : ,54 6, : ,96 6, : ,96 6, : ,59 6, : ,55 6, : ,20 6, : ,00 6, : ,98 6, : ,56 6, : ,94 9, : ,39 9, : ,00 7, : ,96 6, : ,22 3, : ,21 3, Beneficio (USD) Tabla F.8 Exportación de electricidad para un día laborable USD/kWh Día laborable Flujo Machala-Zorritos: Metod I (MW) Flujo Machala-Zorritos: Metod II (MW) PM Ecua Col PN Barra Zorritos_Per POE Ecua Col Figura F.22 Períodos para la exportación de electricidad hacia Perú para un día laborable

159 ANEXOS 144 ANEXO F: Resultados de Simulaciones Ecuador Met. I Met. II Beneficio neto (USD) 0,00 0,00 8 USD/kWh Día laboral Beneficio Met. I (USD) Beneficio Met. II (USD) CM Ecua Col CM Ecua Col Per Figura F.23 Beneficios económicos de la exportación de electricidad para un día laborable F.2.2 RESULTADOS PARA UN DÍA SEMILABORABLE Día semilaborable Metodología I Metodología II Ecuador Metodología I Metodología II HORA Flujo Machala-Zorritos (MW) Flujo Machala-Zorritos (MW) Precio Marginal Precio Marginal EXP Beneficio (USD) Beneficio (USD) 1:00-24,64 3,14 5,16-499,71 2:00-24,64 0,21 5, ,91 3:00-24,64 0,21 5, ,86 4:00-24,64 0,21 5, ,13 5:00-24,64 0,21 5, ,11 6:00-24,64 0,21 5, ,86 7:00-24,64 0,21 5, ,83 8: ,27 6, : ,99 6, : ,54 7, : ,96 7, : ,96 7, : ,59 7, : ,55 7, : ,20 7, : ,00 7, : ,98 7, : ,56 7, : ,94 8, : ,39 8, : ,00 6, : ,96 6, : ,22 5, : ,21 5, Tabla F.9 Exportación de electricidad para un día semilaborable

160 ANEXOS 145 ANEXO F: Resultados de Simulaciones MW USD/kWh Día semilaborable Flujo Machala-Zorritos: Metod I (MW) Flujo Machala-Zorritos: Metod II (MW) PM Ecua Col PN Barra Zorritos_Per POE Ecua Col Figura F.24 Períodos para la exportación de electricidad hacia Perú para un día semilaborable USD USD/kWh Ecuador Met. I Met. II Beneficio neto (USD) 0, , Día semilaborable Beneficio Met. I (USD) Beneficio Met. II (USD) CM Ecua Col CM Ecua Col Per Figura F.25 Beneficios económicos de la exportación de electricidad para un día semilaborable