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UNIVERSIDAD POLITÉCNICA SALESIANA

SEDE CUENCA

CARRERA DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

“PROPUESTA DE MARCO REGULATORIO PARA LA

REMUNERACIÓN ECONÓMICA DE LA GENERACIÓN EÓLICA EN

EL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA DEL ECUADOR

FUNDAMENTADO EN LA SIMULACIÓN DEL MODELADO

MATEMÁTICO DEL VIENTO”

Tesis, previa a la obtención del Título de:

INGENIERO ELÉCTRICO

Autor:

ADRIÁN RODRIGO CRIOLLO RÍOS

Director:

ING. PABLO MÉNDEZ.

Cuenca, Julio 2013

UNIVERSIDAD POLITECNICA SALESIANA

MARCO REMUNERATIVO PARA GENERACION EOLICA EN ECUADOR

Autor: Adrián Criollo

1

DECLARATORIA DE RESPONSABILIDAD

Los conceptos desarrollados, análisis realizados y las conclusiones del presente trabajo,

son de exclusiva responsabilidad de los autores y autorizo a la universidad Politécnica

Salesiana el uso de la misma con fines académicos.

Cuenca, 3 Julio de 2013.

ADRIAN RODRIGO CRIOLLO RIOS




2

Ingeniero, Pablo Méndez Santos. Director de Tesis.

CERTIFICO

Que la presente tesis ha sido desarrollada bajo todos los reglamentos estipulados por la

Universidad Politécnica Salesiana y ha cumplido con todos los requerimientos para su

aprobación.

Atentamente,

Ingeniero, Pablo Méndez Santos.

DIRECTOR DE TESIS




3

AGRADECIMIENTOS

Al ser a quien que todos los días, cuando me levanto doy gracias. Hoy

más que nunca manifiesto a viva voz mi agradecimiento Niño Jesús de Praga.

Como poder no agradecer también a esa persona, que toda la vida

luchaste por darme lo mejor de lo mejor, el más grande regalo, tu tiempo , y

vida , sin tus palabras y tu cariño, jamás los hubiera logrado. Mami Ma.

Azucena.

Al Ing. Jorge Vega Soto Administrador del contrato y Proyecto Eólico

Villonaco, Unidad de Negocios CELEC EP-GENSUR

A todos aquellos profesores que con afán, empeño y coraje nos supieron

guiar desde el primer ciclo hasta el décimo en especial a mi director de Tesis,

Ing. Pablo Méndez .Mg, que me brindo su tiempo y carisma para solventar

todas las dudas de la ingeniería eléctrica, como de la vida profesional, Y a mi

amigo e Ing. Antonio Barragán quien me guio en el mundo de las Energías

Renovables.

A todos los amigos Eléctricos y Electrónicos que me brindaron su

amistad apoyo, ¡PROHIBIDO OLVIDAR SALESIANOS POR SIEMPRE….!

ADRIAN CRIOLLO R.




4

DEDICATORIA

Dedico con todo mi amor a las personas que me regalaron la vida, mis

Padres Manuel y Azucena, a mis dos hermanas, mis amores, Jani y Cami y a

la persona que me regalo su vida para unir a la mía, mi esposa Karina.

La fuerza, la constancia y perseverancia has puesto Dios sobre mi

espalda para hoy dar cuentas con este humilde trabajo. Lleno de valentía y

mucha pena que partiste abuelita Pepita este trabajo también va por ti en el

cielo junto a mis otras abuelitas se sientan muy llenos de orgullo de un nieto

más que sale adelante ....Siempre estarán en mi corazón.

ADRIAN CRIOLLO R.




5

Resumen:

El Trabajo que a continuación se presenta, constituye una importante

gratitud con el planeta, debido a que solo estamos acostumbrados a conectar y

apagar el TV, la radio, el microondas, la estufa etc ; pero no nos percatamos del

mundo que existe detrás del toma corriente como es la Generación Eléctrica.

Es de mucha importancia que el lector tenga en cuenta que para poder utilizar

sus componentes electrónicos se necesita generar la electricidad en alguna

parte. Existen diferentes formas de generar la electricidad específicamente en

Ecuador; como por ejemplo la generación Hidráulica basada en la energía

potencial del agua almacenada, que luego es transformada en energía

mecánica lista para ser convertida a corriente eléctrica. La energía Térmica,

también llamada la energía de respaldo en algunos países, esta opta por el

principio de calentar turbina sean estas de gas o de agua, a través de diesel,

Fuel Oil, Nafta; provocando daños irreparables a la naturaleza aportando gases

de efecto invernadero a la capa de ozono, más aun consumiendo la riqueza

limitada como es el petróleo de todos los ecuatorianos. También suman a esta

generación los generadores virtuales que se les conoce con el nombre de

Importaciones de Electricidad desde otros países que para nuestro caso son

Perú y Colombia, cabe resaltar , con precios que en muchas de las ocasiones

son más altos que los precios promedios generación Ecuatoriana.

Ecuador ha empezado ya la concientización de las energías verdes, y

es precisamente los ingenios Azucareros como el ingenio Valdez, San Carlos,

quienes ya participan con su grano de arena energético; aportando a la red

eléctrica nacional, generación del tipo cogeneración es decir sus bagazos de

caña, sirven para generar en sus turbinas electricidad. Pero aun disminuyendo

la cantidad de combustibles seguimos emitiendo CO2 a la atmosfera.

En el capítulo I, se explica la promoción de la Energía eólica dentro del

contexto mundial como nacional; se continúa con la formación del Mercado




6

Eléctrico Ecuatoriano (M.E.M) y se finaliza con la reseña histórica de la

legislación de las energías renovables en Ecuador.

En el capítulo II, se presenta un estudio detallado del componente

principal que hace posible llevar a cabo la generación eólica; el viento. Primero

se dará un breve recuento sobre cómo se forma el viento, clases de viento, y

los instrumentos de medición del viento .Concluida esta revisión, se continua

con los objetivos de esta tesis que es la recolección de registros de viento

conocidos coloquialmente como “Datas, con el fin de obtener el potencial

bruto de generación eléctrica en base al viento real registrado. Para analizar el

potencial eólico disponible, se modela el viento como una función matemática

continua, el objetivo es tratar de predecir las frecuencias de las observaciones

registradas durante todo el año de estudio.

En el capítulo III, se busca la metodología de obtención de precios de

kWh de este tipo de generación. Primero se calculara del precio unitario de

potencia (P.U.P) siguiendo la metodología del Consejo Nacional de Electricidad

(CONELEC), llegado a obtener el precio del kWh-mes. Conocidos los temas

anteriores, se procede analizar el primer caso base y único hasta la presente

fecha en que se basó la Tesis, que es el Proyecto Eólico Villonaco en Loja;

gracias a la ayuda de los ingenieros de CELEC EP GENSUR LOJA, se obtiene

los datos en cuanto a costos de tipo económico y los datos energéticos como

velocidad del viento, factor de planta etc. Por último se simula de manera

iterativa, la metodología de la regulación CONELEC 003/11 que tiene como fin,

determinar los precios y plazos de concesión delegados para la generación

privada.

El capítulo IV constituye el producto final de la presente tesis,

culminando con los objetivos planteados. Aquí se desarrolla mediante una




7

simulación el Análisis de Sensibilidad para los tres escenarios de tarifación

propuestas. El desarrollo comienza con la creación de un simulador económico

–financiero desarrollado en Excel con entradas desde Matlab para analizar el

potencial eólico disponible, lo que se buscará, será llegar a determinar los

precios y plazos más cómodos para la promoción de la generación eólica en el

Ecuador; se darán soluciones tentativas para llegar cubrir déficits ocasionados

por la tarifa propuesta a remunerar comparándolas con una central Térmica

Diesel Catamayo en Loja. Teniendo el enfoque siempre de que a pesar que el

estado ecuatoriano sea el propietario de todos estos proyectos emblemáticos

siempre necesitara tener principios de eficiencia, responsabilidad, accesibilidad,

continuidad y calidad, velando que sus tarifas sean equitativas.




8

CONTENIDOS:

AGRADECIMIENTOS…………………………………………………………………………………….3

DEDICATORIA………………………………………………………………………………………........4

RESUMEN………………………………………………………………………………………………...5

INDICE DE CONTENIDOS……………………………………………………………………………...8

INDICE DE FIGURAS…………………………………………………………………………………..12

INDICE DE TABLAS…………………………………………………………………………………….14

GLOSARIO……………………………………………………………………………………………….16

I SITUACION ACTUAL DE PROMOCION DE LA ENERGIA EOLICA A NIVEL MUNDIAL,

REGIONAL, FORMACION DEL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA DEL ECUADOR Y

RESEÑA HISTORICA DE LEGISLACION EN ENERGIAS RENOVABLES. ............................ 19

1.1 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA A ESCALA GLOBAL A FINALES DEL 2009. ............... 19

1.2 ANTECEDENTES DE LA ENERGÍA EÓLICA A NIVEL GLOBAL. ................................ 20

1.3 SITUACION EOLICA EN ALEMANIA ........................................................................ 24

1.3.1 Forma de cálculo de tarifas en Alemania .................................................................. 26

1.3.2 Los factores considerados en el cálculo de tarifas para generadores que utilizan

energías renovables. ........................................................................................................... 26

1.4 SITUACION EOLICA EN ESPAÑA ........................................................................... 26

1.4.1 Forma de cálculo de tarifas y Real Decreto 661/2007. .............................................. 28

1.4.2 SITUACION EOLICA EN ESTADOS UNIDOS. ...................................................... 29

1.4.3 Forma de Cálculo de tarifas en EEUU: ..................................................................... 30

1.5 SITUACION ACTUAL DE LA PRODUCCION EOLICA EN ECUADOR ........................ 32

1.5.1 Expectativas Renovables hacia el 2015 ................................................................... 33

1.5.2 Oportunidades Eólicas en Ecuador insular y Continental. ......................................... 34

1.5.3 Atlas Eólico del Ecuador Con Fines de Generación Eléctrica ................................... 34

1.6 SITUACIÓN ACTUAL DEL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (M.E.M) DEL

ECUADOR .............................................................................................................................. 38

1.6.1 Reseña Histórica de la Electricidad en Ecuador ....................................................... 38

1.6.2 TIPOS DE TRANSACCIONES EN EL MERCADO ELECTRICO .............................. 41

1.7 REPASO DE LAS REGULACIONES PARA LAS ENERGÍAS RENOVABLES NO




9

CONVENCIONALES EMITIDAS POR EL CONSEJO NACIONAL DE ELECTRICIDAD

CONELEC: ............................................................................................................................. 43

1.7.1 Regulación CONELEC 002/11 ................................................................................. 43





II ESTUDIO DE UN MODELO MATEMÁTICO PARA ANALIZAR EL FENÓMENO DEL

VIENTO CON FINES ENERGETICOS. ................................................................................... 51

2.1 Norma Internacional IEC64100-1 para Aerogeneradores. ........................................ 51

2.2 ORIGEN DEL VIENTO. ............................................................................................... 54

2.2.1 VARIABILIDAD DIURNA (NOCHE Y DIA) DELVIENTO. .......................................... 55

2.2.2 ESCALAS GLOBALES DE VIENTO: ....................................................................... 55

2.2.3 VIENTOS DE ESCALA MICRO . .............................................................................. 57

2.3 VARIACIÓN DE LA VELOCIDAD DEL VIENTO CON LA ALTURA .............................. 57

2.4 INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN DEL VIENTO: ......................................................... 60

2.5 UNIDADES Y ESCALAS.............................................................................................. 61

2.6 ROSA DE VIENTO. ..................................................................................................... 62

2.7 POTENCIA TEÓRICA DEL VIENTO ........................................................................... 64

2.8 MODELO MATEMATICO DEL VIENTO CON FINES DE GENERACION ELECTRICA 66

2.8.1 Función de distribución de Weibull ........................................................................... 69

2.8.2 Ajuste No Lineal ....................................................................................................... 71

2.8.3 Ajuste Lineal por mínimos cuadrados: ...................................................................... 71

2.9 EJEMPLO DE CÁLCULO PARA DETERMINAR EL FACTOR DE CAPACIDAD EÓLICO.

73

2.10 ANALISIS DE DATOS (DATAS) RECOPILADOS POR LA ESTACION VILLONACO

TORRE 1, TORRE2 TORRE 3,PARA LA ESTIMACION DE ENERGIA EOLICA APLICANDO

COMANDOS EN MATLAB. ..................................................................................................... 76

2.10.1 Calculo del tiempo estimado de funcionamiento de un aerogenerador en Villonaco . 78

2.10.2 Rosa de Vientos en dirección y frecuencia de Villonaco. .......................................... 81




10

2.11 ENERGÍA SUMINISTRADA POR EL AEROGENERADOR: ......................................... 81

2.11.1 Energía por unidad de tiempo suministrada por el viento .......................................... 81

2.11.2 Energía por unidad de tiempo suministrada por el aerogenerador. ........................... 82

2.12 DESCRICION DEL RECURSO EOLICO POR REGIONES EN ECUADOR .................. 83

III METODOLOGIA PARA EL CÁLCULO DEL PRECIO DE VENTA DE LA ENERGIA

ELECTRICA GENERADA POR EL VIENTO Y FIJACION DEL PLAZO DE CONCESION EN

ECUADOR REGULADO POR EL CONELEC ......................................................................... 89

3.1 DEFINICIÓN DE PARÁMETROS INFLUYENTES EN LOS COSTOS DE GENERACIÓN

EÓLICA Y CÁLCULO DEL PRECIO UNITARIO DEFINIDO POR EL CONELEC. .................... 89

3.2 EJEMPLO DE DETERMINACION DEL PRECIO UNITARIO POTENCIA PARA EL

PARQUE EOLICO SAN CRISTOBAL-GALAPAGOS. .............................................................. 92

3.3 RECOPILACION DE DATOS PARA EL PROYECTO BASE:....................................... 95

3.3.1 Entidad Ejecutora: .................................................................................................... 95

3.3.2 Cobertura:................................................................................................................ 95

3.3.3 Localización: ............................................................................................................ 95

3.3.4 Monto: ..................................................................................................................... 96

3.3.5 Plazo de Ejecución: 12 meses. ................................................................................ 96

3.3.6 Viabilidad Económica Financiera: ............................................................................. 97

3.3.7 Estructura Referencial de costes en un proyecto Eólico Estándar One.Shore para

Villonaco. ............................................................................................................................ 98

3.3.8 Villonaco y el cambio Climático .............................................................................. 100

3.3.9 Calculo la huella de carbono .................................................................................. 100

3.4 SUPUESTOS ESTÁTICOS PARA EL CÁLCULO ECONÓMICO DE VILLONACO. .... 102

3.5 IDENTIFICACIÓN Y VALORACIÓN DE LA INVERSIÓN TOTAL, COSTOS OPERACIÓN

Y MANTENIMIENTO INGRESOS Y BENEFICIOS. ............................................................... 103

3.6 FLUJOS FINANCIEROS Y/O ECONÓMICOS DE VILLONACO ................................. 104

3.7 ANÁLISIS DE SOSTENIBILIDAD............................................................................... 107

Análisis del impacto ambiental y de riesgos ....................................................................... 107

3.8 INTEGRACIÓN A LA RED DEL S.I.N DE VILLONACO: ............................................. 107

3.8.1 Estructura Operativa .............................................................................................. 107




11

3.9 UTILIZACIÓN DEL METODOLOGÍA DEL CONELEC PARA EVALUAR EL PROYECTO

CASO BASE VILLONACO-LOJA-GENSUR. ......................................................................... 110

IV CREACIÓN Y APLICACIÓN DE LA PROPUESTA REMUNERATIVA A LOS

GENERADORES EÓLICOS EN ECUADOR EN FUNCIÓN DE UN ANÁLISIS DE

SENSIBILIDAD ITERATIVO. ................................................................................................. 122

GENERACION EÓLICA DEL ECUADOR .............................................................................. 125

SIMULADOR TECNICO-ECONÓMICO ................................................................................ 125

4.1 RESULTADOS EN FUNCIÓN DE INDICADORES PARA LA PROPUESTA

PLANTEADA......................................................................................................................... 134

4.1.1 Sensibilidad a la Variación del porcentaje de Financiamiento propio/externo versus el

TIR, VAN del proyecto Villonaco teniendo como remuneración Venta Energía más Cers. .. 134

4.1.2 Sensibilidad al Interés anual de préstamo. ............................................................. 135

4.1.3 Sensibilidad al pago de la deuda [años] ................................................................. 136

4.1.4 Sensibilidad a la Tasa de descuento TD ................................................................. 137

4.1.5 Sensibilidad a años de Amortización: ..................................................................... 138

4.2 COMPARACIÓN DE LA METODOLOGÍA ACTUAL DE REMUNERACIÓN DEL

CONLEC FRENTE METODOLOGÍA PROPUESTA. ............................................................ 140

4.3 EL COSTO DE MANTENIMIENTO ............................................................................ 142

4.4 ALTERNATIVAS DE SOLUCIONES PARA CUBRIR LOS DÉFICITS OCASIONADOS

POR UN PRECIO SUPERIOR A LA REGULACION ACTUAL 004/11. ................................... 143

4.4.1 Recogimiento de datos de central térmica catamayo. ............................................. 144

4.4.2 Subestación n° 5 (catamayo) ................................................................................. 144

4.4.3 Alumbrado público en Loja ..................................................................................... 144

4.5 ANALISIS ENERGETICO DE CATAMAYO VERSUS VILLONACO ............................ 145

4.6 SEGUNDA ALTERNATIVA PARA CUBRIR EL DÉFICITS ......................................... 149

4.7 CONTRATACIÓN REGULADA DE AUTOGENERADORES (GRANDES

CONSUMIDORES O CONSUMIDORES FINALES):.............................................................. 157

4.7.1 Comercialización de Excedentes menores a 1MW ................................................. 158

4.7.2 Despacho de los autogeneradores: ........................................................................ 158

4.8 MECANISMO DE CONTRATACIÓN ENTRE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Y




12

GENERADORES NO CONVENCIONALES. .......................................................................... 158

V CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .............................................................. 164

ANEXOS ............................................................................................................................... 174

Ajuste No Lineal ................................................................................................................ 196

INDICE DE FIGURAS:

Figura 1Generacion Eléctrica a nivel global, Marzo 2009 ......................................................... 20

Figura 2Valor porcentual del incremento de las energías, 2005-2009. ..................................... 20

Figura 3 Crecimiento de la Capacidad Eólica en el Mundo ....................................................... 21

Figura 4 Distribución acumulada de la capacidad Eolo Eléctrica en el 2012 .............................. 22

Figura 5 Grupo 1 en Energía Eólica. ......................................................................................... 22

Figura 6 Grupo 3 en energía Eólica. ......................................................................................... 23

Figura 7Capacidad Eólica Instalada en América Latina ............................................................. 23

Figura 8 Reparto de Mercado de Aerogeneradores 2010 ......................................................... 24

Figura 9 Fuentes de energía renovable en Alemania (2010). .................................................... 25

Figura 10Participación en % de las ERNC en la generación eléctrica de España (2010). ............ 27

Figura 11Potencia eólica instalada y acumulada España (Azul) y Estados Unidos (Rojo) .......... 29

Figura 12 Mapa con la potencia eólica (MW) instalada en EEUU .............................................. 32

Figura 13Parque San Cristóbal-Cerro Tropezón ....................................................................... 33

Figura 14Evolucion Electrificación en el Ecuador ..................................................................... 38

Figura 15Modelo Vertical del EX INECEL .................................................................................. 38

Figura 16Modelo del Mercado eléctrico Mayorista. ................................................................. 40

Figura 17Funcionamiento Mercado Mayorista Electricidad hasta antes del Mandato 15 ......... 41

Figura 18a) Brisa Marina b) brisa Terrestre .............................................................................. 56

Figura 19Viento ascendente día y descendente en la Noche .................................................... 57

Figura 20Perfiles de viento, dado la topografía del terreno. .................................................... 58

Figura 21 Perfil vertical del viento en función de la longitud de rugosidad ............................... 59

Figura 22Anenometro de Cazoletas ......................................................................................... 60

Figura 23 Veleta...................................................................................................................... 61

Figura 24Rosa de Viento .......................................................................................................... 63

Figura 25 Flujo atreves de un disco .......................................................................................... 64

Figura 26 Modelamiento de los datos registrados en función al factor escala .......................... 69

Figura 27 Ubicación geográfica Villonaco Loja ......................................................................... 76

Figura 28 WIzard de Matlab para importar un archivo desde Excel . ........................................ 77

Figura 29 Velocidades registradas de la Torre 2 del año 2004 en Villonaco con Matlab. ........... 77

Figura 30 Velocidad del viento en 1 día ;01/01/2004 Villonaco. .............................................. 78

Figura 31 Ajuste de los datos del Viento al Modelo de Weibull. ............................................... 80

Figura 32 Rosa de Vientos en direcciona y frecuencia de Villonaco. ......................................... 81

Figura 33 Curva de Potencia Aerogenerador ACCIONA 1,5MW. ............................................... 82

Figura 34 Ajuste de un polinomio grado 3 a la Curva de Potencia Aerogenerador. ................... 83




13

Figura 35 Zona Oriental en función Densidad Potencia a 80m de altura. .................................. 84

Figura 36 Zona Sierra en función Densidad Potencia a 80m de altura. ..................................... 85

Figura 37 Zona Costa en función Densidad Potencia a 80m de altura. ...................................... 86

Figura 38 Zona Insular en función Densidad Potencia a 80m de altura. .................................... 87

Figura 39 Localización UTM Villonaco ...................................................................................... 96

Figura 40 Historial de costos de Implementación eólicos en EEUU2007 ................................... 97

Figura 41 Costo implementación de proyectos eolicos en EEUU por capacidad de potencia ... 97

Figura 42 Estrucura de Costes de un proyecto Eólico OneShore............................................... 98

Figura 43 Precio de venta de energía eléctrica generada por viento EEUU ............................... 98

Figura 44 Precio de la Eólica en función del factor Planta en EEUE. ......................................... 99

Figura 45 Promedio de costos O&M desde 2000 al 2007 en EEUU ......................................... 100

Figura 46 Factores de emisión para cálculo de Huella de Carbono ......................................... 101

Figura 47 Ciclo de Mecanismo Desarrollo Limpio (Fuente Mitsubishi Energy2010) ................ 102

Figura 48 Nuevo mapa del Sistema Nacional Interconectado con GENSUR Villonaco Loja para el

2013 ..................................................................................................................................... 108

Figura 49 Diagrama Unifilar de Villonaco ya en el S.N.I a Marzo del 2013. ............................. 109

Figura 50 Simulación de 12 graficas TIR de Villonaco aplicando la regulación 003/11 variando el

Plazo y luego el Precio[usd/gal]del diesel en EXCEL ............................................................... 115

Figura 51 Simulación de 12 graficas TIR de Villonaco aplicando la regulación 003/11 variando el

Plazo y luego el Precio[usd/gal]del diesel con intersección de la gráfica TD Tasa Descuento

Calculada. ............................................................................................................................. 115

Figura 52 Ejemplo de una Regresión tipo polinómica de grado 2 con MATLAB. ..................... 117

Figura 53 Ajuste por regresión polinomial de grado 6 a los puntos de una gráfica TIR de

Villonaco ............................................................................................................................... 118

Figura 54 Visualización tanto de la gráfica por regresión Vs la Grafica Original TIR en Villonaco

............................................................................................................................................. 118

Figura 55 Curva que deberíamos obtener siguiendo la metodología del Modelo del CONELEC

para Precios –Plazo Fuente:( CONELEC,2010). ....................................................................... 120

Figura 56 Curva Obtenida una vez que el precio-plazo simulada en Matlab acorde a la

Regulación 003/11 ................................................................................................................ 120

Figura 57 Flujo grama de Trabajo para analizar la creación de la Propuesta Remunerativa a la

Generación Eólica ................................................................................................................. 123

Figura 58 Hoja de Cálculo Ingresos ....................................................................................... 127

Figura 59 Ingreso de la Tarifa Propuesta. ............................................................................... 127

Figura 60: Curva de Potencia de Generación Eólica de Siemen para la hoja de producción en

Excel ..................................................................................................................................... 133

Figura 61 Variación Financiamiento VS TIR Y VAN . ............................................................... 135

Figura 62 Variación del Interés Anual .................................................................................... 136

Figura 63 : Variación del Plazo de la Deuda............................................................................ 137

Figura 64 Variación TD vs VAN ............................................................................................... 138

Figura 65 Variación de la amortización vs TIR y VAN .............................................................. 139

Figura 66 Variación de la Inflación TIR y Van .......................................................................... 140

Figura 67 Organigrama Mundial del mantenimiento ............................................................. 142




14

Figura 68 Curva del Costo de Mantenimiento con Relación al Tiempo ................................... 143

Figura 69: Ingresos por energía Villonaco vs Catamayo .......................................................... 146

Figura 70 Gastos Ocasionados por generación Térmica ......................................................... 146

Figura 71: Comparación Generación Electricidad ................................................................... 147

Figura 72 Costo KWh Generado ............................................................................................. 147

Figura 73: 11,18GWh en Villonaco con precio Propuesto ....................................................... 148

Figura 74: 11,18GWh en Villonaco con precio Regulación 004/11 .......................................... 148

Figura 75 Seleccion de Precio para Huascachaca para no tener deficit. .................................. 153

Figura 76 Selección del precio de Salinas para no tener déficit. ............................................. 154

Figura 77 Seleccion del precio de Chinchas para no tener déficits. ......................................... 156

Figura 78 Equipamiento Equivalente: Central Ducal............................................................... 157

Figura 79 Seleccion del precio de Ducal, para no tener déficits. ............................................. 157

Figura 80 Propuesta Precio KWh-Eolico Ecuador ................................................................... 164

Figura 81: Propuesta en Tiempo para concesión.................................................................... 165

Figura 82 Logger NRG SYSTEMS ............................................................................................. 179

Figura 83 Estación de monitoreo de viento ........................................................................... 180

Figura 84 Anemómetro 1 NRG ............................................................................................... 180

Figura 85 Veleta NRG 200P .................................................................................................... 181

Figura 86 Temperatura NRG .................................................................................................. 182

Figura 87 Irradiación solar NRG ............................................................................................. 182

Figura 88 Barómetro NRG BP20 ............................................................................................ 183

Figura 89 Humedad Relativa NRG RH 5V ............................................................................... 183

ÍNDICE DE TABLAS:

Tabla 1 Objetivos en Energías Renovables. .............................................................................. 33

Tabla 2 Proyectos previstos de generación eólica en Ecuador. ................................................. 34

Tabla 3POTENCIAL EOLICO BRUTO DEL ECUADOR. .................................................................. 36

Tabla 4Potencial Eólico Factible a Corto Plazo. ........................................................................ 37

Tabla 5 Selección del Aerogeneradores en base IEC64100-1 .................................................. 53

Tabla 6Vida útil de diseño aerogeneradores ............................................................................ 53

Tabla 7Coeficiente de Hellmann en función de la rugosidad del terreno .................................. 59

Tabla 8Valores de velocidad de viento a varias alturas ............................................................ 59

Tabla 9Equivalencias de la escala Beaufort .............................................................................. 62

Tabla 10 Variación de la densidad, temperatura y presión con la altitud en una atmosfera

estándar.................................................................................................................................. 66

Tabla 11 Tabla de valores discretos. ........................................................................................ 67

Tabla 12 Tabla de Frecuencias Individuales y acumuladas. ...................................................... 67

Tabla 13 Cálculo de valores de la frecuencia fija y acumulada.................................................. 71

Tabla 14 Parámetros de los ajustes lineal y no lineal ............................................................... 73

Tabla 15 Curva de potencia utilizada en el ejemplo de cálculo. ................................................ 74

Tabla 16 Estimación de la potencia media ............................................................................... 75




15

Tabla 17 Código Matlab para obtener horas de funcionamiento de Matlab. ............................ 79

Tabla 18 Comparación de Datos registrados vs Modelo Weibull. ............................................. 80

Tabla 19Densidad de Potencia en Matlab. ............................................................................... 82

Tabla 20 Determinación Precio Unitario de Potencia. ............................................................. 91

Tabla 21 Determinación PUP Galápagos ................................................................................. 95

Tabla 22 Estructura de Costos basado en Matriz de Marco Lógico. .......................................... 97

Tabla 23 Supuestos estáticos para el cálculo económico ....................................................... 103

Tabla 24 Valores económicos calculados de manera estática................................................. 104

Tabla 25 Flujos económicos en escenario estático sin considerar la venta de energía. ........... 105

Tabla 26 Flujos económicos en escenario estático considerando la venta de energía............. 106

Tabla 27 Proceso de Contracción Villonaco............................................................................ 107

Tabla 28 Datos de entrada a la simulación. ............................................................................ 112

Tabla 29 Valores TIR arrojados por la simulación en Matlab variando plazo[años],

Precio[usd/gal]del diesel. ...................................................................................................... 113

Tabla 30 Calculo de la Tasa de Descuento o WACC. ............................................................... 114

Tabla 31 Pantalla de Bienvenida para Análisis de Viabilidad Económica ................................. 125

Tabla 32 Calculo de la Tarifa Regulada. .................................................................................. 128

Tabla 33 Calculo de P.U.P para cuatro casos en Ecuador. ....................................................... 128

Tabla 34 Ingreso de costes para el parque Eólico. .................................................................. 129

Tabla 35 Ingresos de los Costes de Ejecución de la Obra. ....................................................... 129

Tabla 36 Hoja de CASH FLOW o Flujo de Caja , la más importante para calcular el VAN Y TIR. 131

Tabla 37 Resultados del Análisis Económico-Financiero, utilizando datos de Villonaco con un

solo tipo de Tarifa ................................................................................................................. 132

Tabla 38 Calculo del P.R.I en la misma hoja de CASH FLOW. .................................................. 132

Tabla 39: Tabla de Viento y Generación W de Generadores Siemen. ..................................... 134

Tabla 40 Ingreso = Venta Energía +CERS. ............................................................................... 135

Tabla 41 Sensibilidad al Interés con Tarifa Energía+Cers ........................................................ 136

Tabla 42 Sensibilidad al pago de la deuda en años ................................................................. 137

Tabla 43 Sensibilidad a la Tasa de descuento ......................................................................... 138

Tabla 44 Sensibilidad a años de depreciación ........................................................................ 138

Tabla 45 Sensibilidad a la inflación. ....................................................................................... 139

Tabla 46 Resultados de Metodología Actual frente a Metodología calculada en base al costo de

O&M del 2 y 3 por ciento de la Inversión ............................................................................... 141

Tabla 47: Alumbrado público en Loja ..................................................................................... 145

Tabla 48 Análisis energético, rendimiento, consumo de diesel de la Central Catamayo-Loja. . 145

Tabla 49 Simulación de Solución de la Propuesta con Centrales Térmicas diesel. ................... 149

Tabla 50 Costos medios KW-h según Transacción en el Mercado Eléctrico. ........................... 150

Tabla 51 Equipamiento Equivalente: CENTRAL EOLICA VILLONACO ....................................... 151

Tabla 52 Escogimiento del precio Importaciones para solventar déficits en Villonaco. ........... 151

Tabla 53 Equipamiento Equivalente: CENTRAL EOLICA HUASCACHACA. ................................. 152

Tabla 54 Equipamiento Equivalente: CENTRAL EOLICA SALINAS............................................. 154

Tabla 55 Equipamiento Equivalente: CENTRAL EOLICA CHINCHAS. ........................................ 155

Tabla 56 Precios Calculado para la propuesta de Marco Regulatorio de Generación Eólica luego




16

de simular para los factores de planta propuesto dentro de los años de concesión calculados

............................................................................................................................................. 164

Tabla 57 Datos de la torre 1wilong periodo 04-01-04 al 07-11-04 .......................................... 177

GLOSARIO

CATEG Corporación para la administración Temporal Eléctrica de

Guayaquil

CELEP EPTRANSELECTRIC Corporación Eléctrica del Ecuador-Unidad de Negocios

Transelectric

CENACE Centro nacional de control de energía

CMG Componente Marginal Generación

CER’s Certificado de reducciones de Carbono

CMP Costo Medio de Producción

CNEL Corporación Nacional Electricidad

CONELEC Consejo Nacional de Electricidad

FERUM Programa para energización Rural y electrificación urbana

marginal.

IEC International Electrotechnical Commission

INEC Instituto Ecuatoriano de Estadísticas Y CENSOS

MDL’s Mecanismo de Desarrollo Limpio

MEER Ministerio electricidad y energías Renovable.

MEM Mercado eléctrico Mayorista.

MICSE Ministerio de Sectores Estratégicos,

O&M Costo de Operación, Mantenimiento y administración




17

SNI Sistema nacional interconectado.

INECEL Instituto Ecuatoriano de Electrificación

TIE Transacciones Importación Energía

PRPD Potencia Remunerable puesta a disposición.

kWh kilowatios hora

PUP Precio Unitario de Potencia

LRSE Ley de Régimen de Sector Eléctrico.

RLRSE Reforma a la ley de régimen de sector Eléctrico.

RSFMEM Reglamento Sustitutivo del funcionamiento del MEM

DATAS Registro de las Medidas del viento dentro de una estación

meteorológica .




18

CAPITULO I

SITUACION ACTUAL DE PROMOCION DE LA ENERGIA EOLICA A NIVEL

MUNDIAL, REGIONAL, FORMACION DEL MERCADO ELECTRICO

MAYORISTA DEL ECUADOR Y RESEÑA HISTORICA DE LEGISLACION

EN ENERGIAS RENOVABLES.




19

I SITUACION ACTUAL DE PROMOCION DE LA ENERGIA EOLICA A

NIVEL MUNDIAL, REGIONAL, FORMACION DEL MERCADO

ELECTRICO MAYORISTA DEL ECUADOR Y RESEÑA HISTORICA DE

LEGISLACION EN ENERGIAS RENOVABLES.

INTRODUCCION:

Existen muchas definiciones de energía renovable, sin embargo, una de

las definiciones más precisas corresponde a la de la Asociación de Industrias

de Energía Renovable de Texas (TREIA), que es:

“Energía renovable corresponde a cualquier energía que es regenerada

en un corto periodo de tiempo y obtenida directamente del Sol (como Termal,

Fotoquímica o Fotoeléctrica), indirectamente del Sol (Como el viento,

hidroeléctrica, energía fotosintética obtenida de la biomasa) o por algún otro

movimiento natural y mecanismos del ambiente (Como geotérmica o de

mareas). Las energías renovables no incluyen las derivadas de combustibles

fósiles, de desechos de combustibles fósiles o de desechos de origen

inorgánico.”1

1.1 PRODUCCIÓN DE ENERGÍA A ESCALA GLOBAL A FINALES DEL 2009.

La producción de energía en el globo terráqueo para finales de Marzo del

2009, según la IEA2, ascendió cerca de los 20055 TW-h de energía, comparado

con los históricos registrados de 1973, hubo in incremento cerca del 328%;

teniendo como energía primaria la hidroelectricidad, el carbón, petróleo

(derivados),gas natural entre otros.

1 Tomado de IEE3372 Mercados eléctricos

2 Agencia Nacional de Energía, reporte 2009




20

Figura 1Generacion Eléctrica a nivel global, Marzo 2009

Fuente:(IEA, 2009)

A ello se puede sumar el porcentaje de incremento de generación de la energía

eólica a finales del 2009 como sigue en la siguiente figura:

Figura 2Valor porcentual del incremento de las energías, 2005-2009.

Fuente:(IEA, 2009)

1.2 ANTECEDENTES DE LA ENERGÍA EÓLICA A NIVEL GLOBAL.

La energía eólica ha alcanzado tal nivel de desarrollo, que permite

afirmar que nos encontramos ante una fuente energética limpia,

CARBON 41%

OTROS 3%

HIDROELECTRICIDAD

16%

NUCLEAR 14%

GAS NATURAL

21%

PETROLEO 5%

GENERACION ELECTRICA A NIVEL GLOBAL, 2009

GEOTERMICA 6%

EOLICA 38%

SOLAR FOTOVOLTAIC

A 14%

HIDROENERGIA

7%

BIOMASA 10%

BIOCOMBUSTIBLES 25%

Valor Porcentual del Incremento de la Energia ,2005-2009




21

económicamente competitiva y con una tecnología de aprovechamiento

madura. Partiendo de una fuente natural, renovable y no contaminante, los

actuales aerogeneradores son capaces de producir electricidad a precios

competitivos frente a las fuentes tradicionales energéticas, lo que ha permitido

en los últimos años posicionar a la energía eólica como la fuente energética de

crecimiento mundial más rápido.

El mercado de la energía eólica se está desarrollando con tasas anuales

de crecimiento en torno al 30%, habiendo pasado de los 2.500 MW en el año

1992, a 94.000 MW al 1 de enero de 2008, con lo que se proporciona energía

suficiente para satisfacer las necesidades de unos 50 millones de hogares, más

de 120 millones de personas.3

Figura 3 Crecimiento de la Capacidad Eólica en el Mundo

Fuente:( WINDPOWER ,2010)

3 Estadística de Centro de Control de Energías Renovables.




22

A continuación se presenta la distribución de la energía eólica en el

mundo por continentes, luego por grupos considerados de mayor capacidad

instalada hasta el menor, terminando con América Latina.

Figura 4 Distribución acumulada de la capacidad Eolo Eléctrica en el 2012

Fuente:(TREIA, 2012)

Figura 5 Grupo 1 en Energía Eólica.

Fuente: (WindPower,2011)




23

Figura 6 Grupo 3 en energía Eólica.

Fuente:(WindPower 2011)

Figura 7Capacidad Eólica Instalada en América Latina

Fuente:(WindPower 2011)




24

Figura 8 Reparto de Mercado de Aerogeneradores 2010

Fuente: (Instituto Investigaciones Eléctricas México, 2010)

Golwind la empresa china que participó y ganó el concurso para la

instalación y puesta en Marcha del proyecto Eólico Villonaco realmente cumple

con la expectativa4 solicitada por la autoridades de ENERSUR-LOJA; pero

debido a que cuenta con el autofinanciamiento, se le acreditó la construcción.

Ahora se analiza las propuestas de remuneración Económica que tiene

los países pioneros en Generación Eólica.

1.3 SITUACION EOLICA EN ALEMANIA

Alemania es actualmente el país que posee la mayor cantidad de

potencia eléctrica instalada proveniente de energía eólica del mundo. Además

de esto se tiene que Alemania cuenta con una de las más altas tasas de

crecimiento de instalación de energías renovables. Todo esto indica que

Alemania se puede considerar como uno de los países líderes en la

implementación de energías renovables en el mundo.

4 Se llama a concursar a las empresas Eólicas que tengan el 60% del mercado como mínimo.




25

La meta que se han impuesto las autoridades alemanas es que, para el

año 2010, la participación de energías renovables instaladas sea al menos de

un 12.5% y para el año 2020 sea de al menos de 20%. A enero del 2007 la tasa

de participación de energías renovables en el sistema alemán es de 11.6%.

Figura 9 Fuentes de energía renovable en Alemania (2010).

Fuente : (Center for Alternative Technology,2010)

En la figura se observa un gráfico que ilustra la participación de las

distintas fuentes de energías renovables en Alemania en TWh. Alemania, en el

año 1991, regula por primera vez la conexión y remuneración de las energías

renovables mediante una Ley de Abastecimiento Energético. Con esta ley se

obliga al operador de la red a comprar toda la energía renovable producida en

el sistema. Como estas fuentes son más costosas que las convencionales, el

operador paga un sobreprecio que es fijado por la autoridad. A estas tarifas se

les llamaron “Feed-in Tariff”.(Rodriguez,2003)

En el año 2000 la ley de abastecimiento energético es reemplazada por

una ley de energías renovables que contiene un nuevo mecanismo de apoyo a

las energías renovables. El objetivo es lograr complementar el desarrollo




26

energético con la protección del medio ambiente. A continuación se

presentarán los alcances de esta ley:

1.3.1 Forma de cálculo de tarifas en Alemania

Las leyes alemanas fijan el precio de la energía para los distintos tipos

de generadores de energías renovables. Dadas las grandes diferencias de

costos entre las distintas tecnologías, estas tarifas son calculadas de manera

independiente para cada una de las tecnologías que utilizan energías

renovables. Las tarifas son diferenciadas sin considerar bonos adicionales,

según los costos de instalación, operación y mantenimiento de cada una de

estas tecnologías.

1.3.2 Los factores considerados en el cálculo de tarifas para generadores que

utilizan energías renovables.

Costos de inversión: incluye el valor del terreno, compra de maquinarias,

valor de la instalación del generador, obras civiles, etc.

Costos de operación: incluye el costo del combustible en el caso de

generadores que utilizan biomasa o biogás, costo financiero del capital

invertido, vida útil del generador y además incluye la utilidad para el

dueño de los generadores.

1.4 SITUACION EOLICA EN ESPAÑA

Junto con Alemania se tiene España es otro de los países líderes en la

instalación de generadores a base de energías renovables. Actualmente ocupa

el segundo lugar, después de Alemania, en la instalación de generadores

eólicos. En España la generación de electricidad con energías renovables

tienen una gran participación en la matriz energética alcanzando para el año

2006 el 19.13% del total de la energía consumida, esto se puede apreciar en la




27

figura.

Las autoridades se han propuesto la meta de que para el año 2010 el 30% de

la producción energética provenga de energías renovables.

Figura 10Participación en % de las ERNC en la generación eléctrica de España (2010).

Fuente: (Center for alternative technology, 2010)

Con el objetivo de diversificar la matriz energética, el gobierno español,

en el año 1981, promulgó el Real Decreto 1217/81 en donde se reconoce el

aporte realizado por las energías renovables. Los motivos que impulsaron el

decreto fue decisión estratégica para buscar independencia energética. Para

este fin se establecieron los siguientes principios:

1. El sistema está obligado a comprar toda la energía proveniente de

generadores a partir de fuentes renovables.

2. El gobierno será el que fije el precio para las energías renovables

3. Se facilitará la conexión a la red para los generadores de energías

renovables.

Luego en el año 1994 se realizan modificaciones legislativas mediante el

Real Decreto 2366/94 en la que entre otros cambios, se reconocen a los

sistemas de cogeneración como energía renovable.




28

Recién en el año 1998 se introdujeron a la legislación los temas

medioambientales relacionados con las energías renovables mediante el Real

Decreto 2818/98. Este decreto establece las normas para la operación de los

generadores renovables dentro de un mercado liberalizado, en donde a estos

generadores se le fijan precios en una banda entre el 80 y 90% del precio

medio de la electricidad. Actualmente los generadores renovables se rigen

según el Real Decreto 661/2007 el que a continuación describimos.(IDEA,2001)

1.4.1 Forma de cálculo de tarifas y Real Decreto 661/2007.

El Real Decreto 661/2007 define que las tecnologías de generación incluidas y

normadas por él tendrán un tratamiento especial. Las energías pertenecientes a

este régimen especial son todas aquellas (Textual del Decreto) “energías

renovables no consumibles, biomasa o cualquier tipo de biocarburante, siempre

y cuando su titular no realice actividades de producción en el régimen

ordinario”. (IDEA, 2001)

Los generadores de energías renovables que se acogen a este Decreto,

tienen la posibilidad de escoger entre dos formas de remuneración, pero deben

permanecer a lo menos un año en el sistema de remuneración escogido.

Las alternativas que da el decreto son:

1. Vender la energía a la empresa distribuidora a un precio por esta energía

fijo y establecido por la autoridad.

2. Vender la energía en el mercado, a través del sistema de ofertas que

gestiona el operador del mercado, en el sistema de contratación bilateral,

a plazo ó una combinación de todos estos medios. El precio al que se le

compra la energía en este caso será el precio de mercado más unos




29

bonos adicionales.

1.4.2 SITUACION EOLICA EN ESTADOS UNIDOS.

A finales de los 70 datan los primeros parques eólicos comerciales para

generación eléctrica en EEUU, ubicados principalmente en el Estado de

California. Sin embargo, con el descenso de los precios del petróleo, se

abandonó el desarrollo eólico, aunque continuó la investigación de esta

tecnología, tanto en EEUU como en Europa.5

A partir de mediados de la década de 1990 vuelve a renacer la industria

eólica en todo el mundo, impulsada por los diferentes gobiernos para reducir la

dependencia energética de los combustibles fósiles y el impacto sobre el medio

ambiente. España, a través de diversos planes plurianuales, estableció unos

objetivos de generación de energía eólica que han conseguido que durante

pocos años estuviera por delante de EEUU en capacidad instalada, como se

puede observar en la siguiente figura:

Figura 11Potencia eólica instalada y acumulada España (Azul) y Estados Unidos (Rojo)

Fuente:(WIND POWER ,2012)

5 Tomado del Departamento de Energía de la Oficina Comercial de la Embajada de España en Los Ángeles.




30

La mayor expansión del sector en EEUU se ha producido durante los

últimos cinco años, destacando especialmente el año 2009, cuando se

instalaron alrededor de 10GW de potencia eólica. Esa tendencia alcista se

quebró en 2010 cuando se volvió a niveles de instalación de 2007,

principalmente por la crisis financiera que dificultó la financiación de proyectos.

Aunque esto ocurrió antes en el tiempo, la inercia y el período de maduración

de los proyectos hicieron que se viera reflejado dos años más tarde. El año

2011 ha sido mejor que el anterior con la instalación de más de 6GW. A finales

de año, los Estados Unidos eran el segundo país del mundo, después de

China, en capacidad eólica instalada, con más de 45GW. (Roberts, y

Otros,1990 )

Existen alrededor de 3.200 empresas, que suministran electricidad a

clientes finales o intermedios. De ellas, 242 son empresas privadas (Investor-

owned) y suponen casi dos tercios de todas las ventas de electricidad. Sin

embargo, las más numerosas son las públicas (Publicly-owned), alrededor de

2.200 pero que sólo representan el 17% de la electricidad vendida. Además,

existen 818 cooperativas que representan el 12% de las ventas. A nivel federal,

el regulador es la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) que tiene,

entre otras, competencias sobre saltos hidroeléctricos, transmisión entre

Estados y operaciones mayoristas.

1.4.3 Forma de Cálculo de tarifas en EEUU:

La promoción de las energías renovables en EEUU, es completamente

diferente respecto a las trifas reguladas o Feed in tariffs adoptada por los

países europeos.

En EEUU, no existe en general una tarifa garantizada a todos los

generadores renovables, En 37 de los 50 estados, se ha marcado un objetivo




31

mínimo de consumo eléctrico de origen renovable, a través de los llamados

Renewable Portfolio Standards (RPS), que aplican a algunas o todas las

empresas eléctricas que operan en el Estado.(Anual Report Wind Power,2007)

Los RPS varían desde el 10% en 2015 en estados como Michigan o

Wisconsin, al 33% de California en 2020 o el 40% de Hawái en 2030. Aunque

estos objetivos son obligatorios en la mayoría de los Estados, no en todos se

logra cumplir a cabalidad ,debido a que los reguladores son bastante

conservadores, no obstante, en algunos estados como New Jersey o

Massachusetts,se han definido penalizaciones, llamadas Alternative

Compliance Payments (Anual Report Wind Power,2007)

Los objetivos de RPS se justifican a las PUC a través de los Renewable

Energy Certificates (REC)6, que son títulos financieros que se generan por cada

MWh renovable producido, según las tecnologías admitidas por cada Estado.

Los dos incentivos federales para las energías renovables en Estados

Unidos son federales, el Investment Tax Credit (ITC) y el Production Tax Credit

(PTC), que no se pueden solicitar conjuntamente, sino una a la vez. El primero

supone una reducción de la base imponible del Impuesto de Sociedades del

30% de la inversión realizada en un proyecto renovable, mientras que el

segundo, ofrece una reducción de 2,2c$ por kWh producido, durante 10

años.(Anual Report Wind Power,2007)

En el sector eólico, el PTC es la opción más empleada, ya que al ser una

tecnología madura con factores de capacidad altos, suele ser la más ventajosa.

No obstante, el PTC para el sector eólico termina en diciembre de 2012.

6 En castellano, los llamados Certificados de Reducción de Emisión (CERs)




32

El Estado con mayor capacidad eólica instalada es Texas (11GW),

seguido de lejos por Iowa (4,5GW), California (4,2GW) e Illinois (2,8GW).

Figura 12 Mapa con la potencia eólica (MW) instalada en EEUU

Fuente: (Wind Energy, 2012)

1.5 SITUACION ACTUAL DE LA PRODUCCION EOLICA EN ECUADOR

El primer parque eólico del país se inauguró en octubre del 2007 en la

isla San Cristóbal del Archipiélago de Galápagos, con una potencia instalada de

2,4 MW; se espera que en 2010 esté en operación un segundo parque eólico

ubicado en otra de las islas del Archipiélago de Galápagos, proyecto Baltra –

Santa Cruz, con una potencia instalada de 3,2 MW.




33

Figura 13Parque San Cristóbal-Cerro Tropezón

Fuente: ( MEER,2007)

Dada la relevancia medioambiental del Archipiélago de Galápagos, el

MEER se ha establecido como meta satisfacer toda la demanda eléctrica con

energías renovables. Las expectativas de potencia instalada en generación

eólica para el 2015 que perfila el MEER, se encuentran entre los 40 y 50 MW:

1.5.1 Expectativas Renovables hacia el 2015

EXPECTATIVAS 2015

Islas Galápagos Cero combustibles fósiles

(electricidad)

Energía Eólica: 40-50 MW

Solar Térmica: Solar FV- gran

escala

5000 sistema residenciales 2-3

MW

Geotérmico Desarrollo mínimo: 2 proyectos

Rellenos sanitarios 3-4 MW

Tabla 1 Objetivos en Energías Renovables.

Fuente:(CONELEC,2011)

Además, en 2009 se comenzó a trabajar en desarrollar el atlas eólico de

Ecuador, con la finalidad de hacerlo accesible y publicarlo en la Web del MEER.




34

A pesar de no disponer de la herramienta de evaluación del recurso eólico, está

previsto el desarrollo de proyectos eólicos en aquellas localizaciones en las

cuales hay referencias históricas de vientos constantes, se han realizado

estudios de factibilidad y están a la espera de contar con financiamiento.

1.5.2 Oportunidades Eólicas en Ecuador insular y Continental.

OPORTUNIDADES EOLICAS EN GALAPAGOS

San Cristóbal 2,4 MW(en operación

desde Octubre 2007)

Baltra: 2,25 MW

(proyectado hasta 12

MW)

Solar Térmica: Solar FV- gran escala 5000 sistema

residenciales 2-3

MW

OPORTUNIDADES EOLICAS EN EL CONTINENTE

Salinas 15 MW(Privado)

Huascachaca 30 MW(Publico)

Villonaco 15 MW(Privado)

Las Chinchas 10 MW (Privado)

Membrillo 45 MW(Privado)

Tabla 2 Proyectos previstos de generación eólica en Ecuador.

Fuente:(CONELEC, 2011)

En Marzo 3 del 2013, el Ministerio de Electricidad y Energías Renovables

MEER por medio de la consultoría AWS Truepower, SLU y con el apoyo del

banco interamericano de Desarrollo-BID se desarrolla el primer Atlas Eólico del

Ecuador con fines de generación Eléctrica

1.5.3 Atlas Eólico del Ecuador Con Fines de Generación Eléctrica

El mapa presenta una guía rápida, para evaluar desde lado público como

privado la cantidad posible de generación eléctrica en un determinado lugar

para ello se consideraron las siguientes premisas:




35

Se integraron todas las áreas que presentan velocidades medias anuales

mayores a 7 m/s

Fueron consideradas curvas medias de desempeño de aerogeneradores en torres

a 80 metros de altura.

Se utilizó una la densidad de potencia media de 3MW/Km2

Se consideró un factor de disponibilidad del 0,98% de parque eólico.

Fueron adoptados factores de planta entre 0,2 y 0,35

Fueron descartadas la posibilidad de generación en áreas protegidas

Se utilizó un densidad 0,87kg/m3 a un altura 3500msnm.

Se obtuvieron dos escenarios: Un potencial bruto Total y el Potencial Factible

a corto plazo.




36

Tabla 3POTENCIAL EOLICO BRUTO DEL ECUADOR.

Fuente:(Atlas Eolico Ecuador MEER,2013)7

7 Fuente .www.MEER.com/ Ficheros /atlas eólico del Ecuador




37

Tabla 4Potencial Eólico Factible a Corto Plazo.

Fuente:(MEER,2013)8

8 Fuente .www.MEER.com/ Ficheros /atlas eólico del Ecuador




38

1.6 SITUACIÓN ACTUAL DEL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (M.E.M)

DEL ECUADOR

1.6.1 Reseña Histórica de la Electricidad en Ecuador

Figura 14Evolucion Electrificación en el Ecuador

Fuente:(Ing. Pablo Méndez, Administración SEP, 2012)

Hasta los inicios del año 1996, el sistema eléctrico ecuatoriano estaba

administrado por el Instituto Ecuatoriano de Electrificación INECEL el cual era

propietario de la generación, transmisión y distribución de la energía y se

encargaba de la planificación, diseño, construcción, operación, mantenimiento,

regulación, control y la tarificación del sector eléctrico nacional.

Figura 15Modelo Vertical del EX INECEL

Fuente:(Ing. Pablo Méndez, Administración SEP, 2012)




39

El INECEL, fue creado por la década de 1970, aprovechando los fuertes

ingresos que el país comenzó a recibir, producto de la explotación petrolera

esto hizo posible que el sector eléctrico nacional tenga un proceso intensivo de

electrificación, se construyeron grandes centrales de generación, las redes

necesarias para configurar el Sistema Nacional Interconectado.

La falta de financiamiento en las empresas estatales verticalmente

integradas como INECEL, empezaron a mostrar sus falencias por la forma de

administrar técnica-económicamente el negocio eléctrico, lo que provocó

racionamientos de energía por falta de inversiones en los últimos períodos de

estiaje de los años 1995, 1996 y 1997 con las consecuencias desastrosas en el

sector productivo el incremento de las pérdidas y el desfinanciamiento en las

tarifas.

Debido a la falta de recursos y a las crisis que enfrentaba el sector,

Ecuador inició un profundo cambio jurídico institucional, lo cual hacia posible la

creación del mercado eléctrico mayorista de energía –MEM- en el cual puede

participar las diferentes empresas de generación que ofertan el producto a las

empresas de distribución y grandes consumidores que representan a la

demanda y cuyo nexo de conexión física para la transacción del producto es la

red de transmisión eléctrica denominado S.N.I

El nuevo sector eléctrico se estructura sobre la base de la división

natural de actividades de generación, transporte y distribución, permitiendo la

competencia en la actividad de generación, descendiente de la estructura

estatal liderada por el INECEL, cuya vida jurídica terminó el 31 de marzo de

1999.




40

El despacho de los recursos del sistema está definido de acuerdo al

precio del producto de la energía eléctrica en el mercado de corto plazo

“mercado Spot” a partir de la libre interacción entre la oferta y la demanda.

Figura 16Modelo del Mercado eléctrico Mayorista.


A partir del 10 de octubre de 1996 debido a la publicación de la ley del

Régimen del Sector Eléctrico del Ecuador-LRSE9-6 el estado realizó la

reestructuración del sector eléctrico, el cual establece las reglas económicas

para la interacción entre los diferentes componentes de la industria eléctrica:

generación, transmisión, distribución y grandes consumidores y crea el

mercado eléctrico mayorista y norma sus funciones y estructura.

9 Ley de Régimen del Sector Eléctrico.




41

Figura 17Funcionamiento Mercado Mayorista Electricidad hasta antes del Mandato 15

Fuente: (CONELEC, 2010)

1.6.2 TIPOS DE TRANSACCIONES EN EL MERCADO ELECTRICO

Transacción a largo Plazo:

a. Contratos Regulados entre generadores privados y distribuidores.

b. Contratos Regulados entre generadores estatales y distribuidores

c. Contratos a plazo entre generadores privados y grandes consumidores.

Los generadores, públicos y privados, para comercializar su energía con

las empresas de distribución, tienen la obligación de suscribir contratos de

compraventa con todas ellas, en forma proporcional a la demanda de dichas

empresas.




42

TRANSACCIONES DE CORTO PLAZO

Funciona con los remanentes de la producción de los generadores que

no estén comprometidos en contratos de compraventa con la demanda,

conforme a la regulación CONELEC 013/08. Conocido comúnmente en otros

mercados eléctricos como spot, en el cual la producción y el consumo de la

energía se valoran en el corto plazo (cada hora), y especialmente, dependiendo

del lugar de producción y consumo en base al precio marginal de corto plazo

del sistema determinado en base a la minimización de los costos variables de

producción de la generación.

TRANSACCIONES DE POTENCIA.

El mercado de potencia está determinado por medio del artículo 48 de la

LRSE y el RSFMEM, donde se definen de forma explícita los conceptos de

potencia que son remunerados por parte del MEM y conforme a la regulación

CONELEC 003/04 se detalla la metodología de cálculo de la magnitud de

potencia a ser remunerada a cada generador; los conceptos que considera la

normatividad son:

a. Potencia Remunerable Puesta a Disposición.

b. Reserva para Regulación Secundaria de Frecuencia.

c. Reserva Adicional de Potencia.

Potencia Remunerable Puesta a Disposición.- El artículo 16 de RSFMEM define

a la potencia puesta a disposición como la magnitud de potencia activa a ser

remunerada a cada generador; el CENACE determina está magnitud hasta el

30 de septiembre de cada año y la misma se aplica para cada uno de los

trimestres de los siguientes doce meses, pudiendo efectuarse reajustes de

dicho cálculo. La Potencia Remunerable Puesta a Disposición se remunera al

precio unitario de potencia.




43

Precio Unitario de Potencia.- El precio unitario de potencia -PUP-, calculado por

el CONELEC, corresponde al costo unitario mensual de capital más costos fijos

de operación y mantenimiento de la unidad generadora más económica que

puede suministrar generación en la demanda máxima en condiciones

hidrológicas secas.

El costo mensual de capital se determina a través el factor de

recuperación del capital considerando la tasa de descuento utilizada en el

cálculo de tarifas. El tipo de unidad, su costo y vida útil a considerar, será

definido cada cinco años por el CONELEC.

1.7 REPASO DE LAS REGULACIONES PARA LAS ENERGÍAS RENOVABLES

NO CONVENCIONALES EMITIDAS POR EL CONSEJO NACIONAL DE

ELECTRICIDAD CONELEC:

A continuación se hace una breve descripción de las regulaciones que

ha tenido vinculación con las ERNC10 en el Pais.

1.7.1 Regulación CONELEC 002/1111

Esta regulación establece la excepcionalidad para la participación

privada en la generación eléctrica. De esta forma, establece los siguientes

principios y parámetros para aplicar estos casos de excepción:

1. Que sea necesario y adecuado satisfacer el interés público, colectivo o

general a través de la inversión privada, en generación eléctrica.

2. Que la demanda del servicio eléctrico no pueda ser cubierta por

empresas públicas”.

10 Energías Renovables No Convencionales, considerando la Hidráulica hasta a 50MW. 11 Aprobada por el Directorio del Consejo Nacional de Electricidad, CONELEC, en la reunión del 14 de abril de

2011,




44

También dictamina la documentación mínima que cualquier proyecto de

iniciativa privada deberá presentar para su selección por la autoridad

competente (el CONELEC). Esta constará de estudios de factibilidad, permiso

ambiental y autorización de uso de los recursos naturales (en el caso de que

sea aplicable).

Sin embargo, establece que los casos especiales, esto es, los proyectos

propuestos por la iniciativa privada de generación con energías renovables no

convencionales o de capacidad menor a 1 MW, estarán normados

exclusivamente por regulaciones específicas vigentes. Estas son las

Regulaciones 003/11 y 004/11, que figuran a continuación.


También vigente desde el 14 de abril de 2011, define la metodología

para la determinación de los plazos y precios a aplicar para los proyectos de

generación y autogeneración desarrollados por la iniciativa privada, incluyendo

aquellos que usen energías renovables. De manera más concreta al respecto

de este estudio, la regulación establece:

1. Los plazos a aplicarse en los Títulos habilitantes que el CONELEC

otorgue a los autogeneradores y a los proyectos de generación que usen

energías renovables, desarrollados por la iniciativa privada.

2. Los precios con los que se podrán comercializar en el sector eléctrico los

excedentes de energía de los autogeneradores y la energía proveniente

de los proyectos de generación que usen fuentes renovables.




45


También denominada “Tratamiento para la energía producida con

Recursos energéticos Renovables No Convencionales”, establece los

requisitos, precios, su periodo de vigencia y forma de despacho para la energía

eléctrica entregada al Sistema Nacional Interconectado y sistemas aislados, por

los generadores que utilicen fuentes renovables no convencionales, es decir,

las centrales a biomasa, a biogás, eólicas, geotérmicas, solares fotovoltaicas e

hidroeléctricas de capacidad instalada igual o menor a 50 megavatios. Su

objetivo es mejorar los incentivos y disminuir las barreras administrativas para

este tipo de generación.

Cualquier interesado en desarrollar un proyecto de generación que utilice

fuentes renovables como las descritas anteriormente, podrá solicitar el

tratamiento preferente como generador no convencional, por lo que se

beneficiará tanto de precios como de condiciones de despacho preferentes por

un periodo de 15 años. “El CENACE despachará, de manera obligatoria y

preferente, toda la energía eléctrica que las centrales que usan recursos

renovables no convencionales entreguen al sistema, hasta el límite del 6% de la

capacidad instalada y operativa de los generadores del Sistema Nacional

Interconectado. Para el cálculo de dicho límite se consideran todas las

centrales renovables no convencionales que se acojan a esta regulación, a

excepción de las hidroeléctricas menores a 50 megavatios, las que no tendrán

esta limitación”. Sin embargo, el CONELEC podrá negar la solicitud del

generador no convencional en caso de que se estime que la energía a

entregarse no es necesaria, en las condiciones presentadas por el inversor.

La energía renovable que se entregue a un sistema no incorporado, se

considerará, para efectos de liquidación, como entregada al S.N.I, por lo que

los precios fijados en esta Regulación le serán aplicables.

12 Aprobada por el Directorio del Consejo Nacional de Electricidad, CONELEC, en la reunión del 14 de abril de 2011




46

La Regulación 004/11 establece los requisitos a cumplimentar por los

generadores no convencionales de más de 1 MW de potencia nominal

instalada. Para los proyectos menores, habrá que seguir la Regulación 009/08

del CONELEC.

El generador de más de 1 MW que desee acogerse a este sistema

preferente, deberá presentar al CONELEC los siguientes requisitos para su

proceso de calificación:

1. Escritura de constitución de la empresa en la que se contemple como

actividad social de ésta, la generación de energía eléctrica.

2. Copia certificada del nombramiento del representante legal.

3. Estudio de pre factibilidad del proyecto, calificado por el CONELEC.

Deberán considerar dentro del estudio el uso óptimo del recurso, sin

disminuir la potencialidad de otros proyectos que tengan relación directa

con éste y puedan desarrollarse en un futuro.

4. Memoria descriptiva del proyecto, con las especificaciones generales del

equipo, tipo de central, ubicación, implantación general, característica de

la línea de transmisión o interconexión cuando sea aplicable.

5. Forma de conexión al Sistema Nacional de Transmisión, o al sistema del

distribuidor, o a un sistema aislado.

6. Certificación de Intersección del Ministerio del Ambiente que indique que

el Proyecto se encuentra o no dentro del sistema nacional de áreas




47

protegidas.

7. Copia certificada de solicitud y de la aceptación a trámite por uso del

recurso, por parte del organismo competente.

8. Esquema de financiamiento.

A continuación, si se aprueba su solicitud, el inversionista recibirá el

certificado previo al Título Habilitante, expedido por la Dirección de

Concesiones del CONELEC por el cual se califica la solicitud de la empresa

para el desarrollo y operación de un proyecto de generación, además de

determinar el plazo máximo que tiene el solicitante para la firma de contrato.

Durante este periodo, no se aceptará a trámite otro proyecto que utilice los

recursos declarados por el primero.

El Título Habilitante en este caso es el Permiso (para proyectos de más

de 1 MW) por el que el CONELEC faculta al inversor a desarrollar actividades

de generación para la posterior venta de la electricidad producida. Su

obtención, como siguiente paso, también será determinada por la Dirección de

Concesiones.

Bajo este Permiso, la venta de energía será, obligatoriamente, a nivel

nacional. Por tanto, el CENACE presentará, mensualmente al generador, la

liquidación de su electricidad, que será cancelada a partes iguales por las 23

empresas distribuidoras del país.


En este caso, el inversor no necesita firmar un contrato, sino obtener un

Registro, para lo cual presentarán la siguiente información:

a. Solicitud dirigida al Director Ejecutivo del CONELEC.




48

b. Escritura de constitución de la empresa.

c. Nombramiento del representante legal.

d. Certificado de cumplimiento de obligaciones y existencia legal emitido

por la Superintendencia de Compañías.

e. Certificado de no intersección con las zonas del Patrimonio Nacional De

Áreas Naturales Protegidas, del Patrimonio Forestal del Estado o de los

Bosques y Vegetación Protectores, emitido por el Ministerio del

Ambiente. En el caso de que la central o proyecto se encuentre ubicado

total o parcialmente dentro de Áreas Protegidas, se deberá observar lo

establecido en la normativa vigente.

f. Memoria descriptiva del proyecto, en donde se incluya: Ubicación

cartográfica del proyecto o central con sus respectivas coordenadas,

capacidad nominal instalada, características fundamentales del

equipamiento electromecánico con los planos de implantación,

descripción de obras principales, forma de conexión a las instalaciones

del sistema eléctrico, estimación de la producción energética, recurso

primario a utilizarse para la producción de energía eléctrica y

cronograma general de ejecución del proyecto.

Este tipo de generadores podrán comercializar su energía única y

exclusivamente con el distribuidor de la zona donde se ubica la central de

generación, para lo cual se deberá informar al CENACE de los convenios o

acuerdos operativos y comerciales a los que se haya llegado con el distribuidor.

La legislación en cuanto a precios y plazos de estos proyectos de

pequeña envergadura se encuentra, como ya se ha dicho, en la Regulación




49

004/11.


Denominada “Procedimientos para presentar, calificar, priorizar y aprobar

los proyectos del Fondo de Electrificación Rural y Urbano Marginal (FERUM)”,

que describe detalladamente programas gubernamentales para energías

renovables, eficiencia energética y electrificación rural.




50

CAPITULO II

ESTUDIO DE UN MODELO MATEMÁTICO PARA ANALIZAR EL

FENÓMENO DEL VIENTO CON FINES ENERGETICOS.




51

II ESTUDIO DE UN MODELO MATEMÁTICO PARA ANALIZAR EL

FENÓMENO DEL VIENTO CON FINES ENERGETICOS.

Introducción

En el presente capitulo se analizan las metodologías para determinar el

potencial eólico disponible de energía cinética en el Ecuador que pueda ser

capaz de convertirse en electricidad por medio de aerogeneradores. Para llevar

a cabo el desarrollo del presente capitulo será necesario manipular

matemáticamente y estadísticamente la velocidad media del viento.

Durante el transcurso del capítulo II, primero se estudiara como se

puede obtener toda la información del viento; sea esta información por medio

de instrumentos tipo HMI13 o por el método de modelación estadística .Los

instrumentos que se analizaran serán muy puntuales como el anemómetro y

veletas estándares.

Para la segunda mitad de análisis; se procederá a recolectar los datos de

los anemómetros, para lograr por medio de herramientas matemáticas; como la

probabilidad y la estadísticas muy puntualmente la distribución de Weibull ,

obtener la velocidad media del corriente cinética(Viento). Para ello será

necesario trabajar con un caso base para empezar el estudio.

2.1 Norma Internacional IEC64100-1 para Aerogeneradores.

13 Interfaz hombre Máquina




52

La IEC14 es una organización mundial para la estandarización y la

cooperación internacional en todas las cuestiones referidas a electrónica y

electricidad. Las publicaciones de la IEC tienen carácter de recomendación

para uso internacional y son aceptadas por los comités electrotécnicos de los

estados miembros.[5]

La norma IEC-61400 en sus distintas ediciones marca unas pautas en

los requerimientos mínimos de diseño para AEROGENERADORES, con idea

de asegurar su integridad antes las distintas eventualidades que puedan surgir

durante su vida útil. No está planteada como una guía completa de diseño, pero

sirve de orientación al diseñador para establecer los objetivos que debe de

cumplir su aerogenerador. Cualquiera de los requerimientos expuestos en esta

norma puede ser alterado si se demuestra que dicho cambio no compromete la

seguridad del sistema. [5]

Los temas principales sobre los que trata esta norma son: condiciones

externas, diseño estructural, control y protección del sistema, sistemas

mecánicos, sistema eléctrico, evaluación de un aerogenerador para un

emplazamiento concreto, montaje y levantamiento, puesta en marcha,

operación y mantenimiento y modelos de previsión del viento.

La norma clasifica a los aerogeneradores en seis tipos en función de la

velocidad de referencia y la intensidad de turbulencia, esta clasificación se

puede observar en la siguiente tabla:

14 International Electrotechnical Commission




53

Tabla 5 Selección del Aerogeneradores en base IEC64100-1

Fuente (IEC64100-1,2007)

Para todos los tipos de aerogeneradores definidos, a excepción de la

categoría especial S, la norma exige que el tiempo de vida debe ser de al

menos 20 años. Por último, cabe destacar que esta norma es aplicable a

aerogeneradores de cualquier tamaño pero no da ninguna recomendación

específica para aerogeneradores instalados en el mar.

Tabla 6Vida útil de diseño aerogeneradores

FUENTE:(IEC64100-1-2007)




54

La norma IEC-61400 define una serie de condiciones externas, que son

todas aquellas condiciones ambientales, eléctricas y del terreno que afectarán

a la operación del aerogenerador, y que definen las cargas a las que se verá

sometido el aerogenerador durante su vida útil.

2.2 ORIGEN DEL VIENTO.

Todas las fuentes de energía renovables (excepto la maremotriz y la

geotérmica), e incluso la energía de los combustibles fósiles, provienen del Sol.

“Las diferencias de temperatura con llevan la circulación de aire. Las

regiones alrededor del ecuador, a 0º de latitud, son calentadas por el Sol más

que las zonas del resto del globo. El aire caliente es más ligero que el aire frío,

por lo que subirá hasta alcanzar una altura aproximada de 10 km y se

extenderá hacia el norte y hacia el sur. Si el globo no rotase, el aire

simplemente llegaría al Polo Norte y al Polo Sur, para posteriormente

descender y volver al ecuador.” 15

“Debido a la rotación del globo, cualquier movimiento en el hemisferio

norte es desviado hacia la derecha, si se mira desde nuestra posición en el

suelo (en el hemisferio sur es desviado hacia la izquierda). Esta aparente

fuerza de curvatura es conocida como fuerza de Coriolis.”15

“En el hemisferio norte el viento tiende a girar en el sentido contrario al

de las agujas del reloj (visto desde arriba) cuando se acerca a un área de bajas

presiones. En el hemisferio sur el viento gira en el sentido de las agujas del

reloj alrededor de áreas de bajas presiones.”15

15 Tomado de GOMEZ,Bayon Diseño de un parque eólico de 6MW en Malpica de Bergantiños, La Coruña




55

Un aerogenerador obtiene su potencia de entrada convirtiendo la fuerza del

viento en un par (fuerza de giro) actuando sobre las palas del rotor. La cantidad

de energía transferida al rotor.

2.2.1 VARIABILIDAD DIURNA (NOCHE Y DIA) DELVIENTO.

“En la mayoría planeta, el viento sopla más fuerte durante el día que

durante la noche. Esta variación se debe sobre todo a que las diferencias de

temperatura, por ejemplo entre la superficie del mar y la superficie terrestre, son

mayores durante el día que durante la noche. El viento presenta también más

turbulencias y tiende a cambiar de dirección más rápidamente durante el día

que durante la noche”16

2.2.2 ESCALAS GLOBALES DE VIENTO:

La superficie terrestre presenta una variabilidad considerable, que

incluye grandes extensiones de tierra y océanos. Estas superficies diversas

pueden afectar el flujo del aire variando los campos de presión, la absorción de

radiación solar o el contenido de vapor de agua. [15]

Los océanos actúan como un gran sumidero de energía, por lo que el

movimiento del aire está a menudo acoplado con la circulación oceánica. Esto

ocasiona variaciones del campo de presión que afectan a los vientos globales y

a varios de los vientos regionales persistentes, como los monzones. Además, el

calentamiento o enfriamiento local pueden originar vientos locales persistentes

en ciclos estacionales o diarios, como es el caso de las brisas o los vientos de

montaña.[15]

Se pueden considerar circulaciones secundarias o vientos regionales a

aquellas en que los centros de alta o baja presión se forman por el ca-

16 Tomado de GOMEZ,Bayon Diseño de un parque eólico de 6MW en Malpica de Bergantiños, La Coruña




56

lentamiento o enfriamiento de la baja atmósfera. Entre ellas se pueden destacar

las siguientes:

Huracanes

Monzones

Ciclones extratropicales.

Se llaman circulaciones terciarias o vientos locales el resto de circula-

ciones persistentes de pequeña escala, entre las que se encuentran:

a. Brisas y terrales

b. Vientos de valle y montaña

c. Flujo entre pasos de montaña

d. Vientos Foehn

e. Tormentas

f. Tornados

Brisa marina: Durante el día la tierra se calienta más que el agua, el aire sobre

la tierra asciende y la brisa marina se desarrolla. En la noche, la tierra se enfría

a temperaturas menores que la del agua, causando una brisa terrestre. Esta es

usualmente más débil que la brisa marina.[7]

Figura 18a) Brisa Marina b) brisa Terrestre

Fuente:(Tesina Análisis Energetico,2012)

Vientos de montaña: Durante el día, las faldas de las montañas se calientan,

el aire asciende y el viento tiende a fluir a través del valle hacia la montaña.




57

Durante la noche el aire frió se mueve debajo de la falda de la montaña,

forzando el viento a soplar hacia el valle. En las regiones tropicales vientos

térmicos son muy comunes. Estos vientos, los cuales son causados por

gradientes de temperatura a lo largo de la superficie terrestre, pueden ser

fuertes durante el día, especialmente en regiones desérticas.[7]

Figura 19Viento ascendente día y descendente en la Noche

Fuente:(Tesina Análisis Energetico,2012)

2.2.3 VIENTOS DE ESCALA MICRO .

Los vientos de superficie entre 60 y 100 metros sobre el terreno, son

influenciados por las condiciones locales de la superficie, como la rugosidad del

terreno, es decir, la vegetación, los edificios y otros obstáculos.[7]

2.3 VARIACIÓN DE LA VELOCIDAD DEL VIENTO CON LA ALTURA

“El viento y la altura están relacionados, en consecuencia la velocidad

del viento en función de la altura puede tener grandes variaciones y se lo

conoce como perfil del viento. La forma de este perfil depende principalmente

de la rugosidad del terreno, en la siguiente figura se ilustra el comportamiento

de perfil de velocidades del viento en función de las características topográficas

del terreno.” [7]

“En general, las velocidades más bajas del viento se dan cerca del suelo

y aumentan con la altura hasta cotas de varios cientos de metros por encima

del suelo,Sin embargo hay alturas especiales en las cuales son comunes las




58

altas velocidades del viento. Estas áreas de altas velocidades de viento se

llaman jet streams o corrientes en chorro.”[7]

Figura 20Perfiles de viento, dado la topografía del terreno.

Fuente: (Manual Aplicación Energía Eólica,2007)

La siguiente ecuación constituye un modelo sencillo para calcular el

incremento de la velocidad con respecto a la altura, esta distribución de

velocidades sigue una ley exponencial.

(

)

V1=velocidad del viento a la altura h1.

V2= velocidad del viento a la altura h2.

= exponente de Hellmann que depende de la rugosidad del terreno.

En la Tabla 7,se indican los valores del coeficiente de Hellmann en función de

la rugosidad del terreno.




59

Tipo de Terreno Valor del Coeficiente a

Lugares llanos con hielo o hierba 0,08 – 0,12

Lugares llanos (mar o costa) 0,14

Terrenos poco accidentados 0,13 – 0,16

Zonas rústicas 0,2

Terrenos accidentados o bosques 0,2 – 0,26

Terrenos muy accidentados o ciudades 0,25-0,4

Tabla 7Coeficiente de Hellmann en función de la rugosidad del terreno

Fuente:(Manual Energía Eólica,2007)

Figura 21 Perfil vertical del viento en función de la longitud de rugosidad

Fuente: (Atlas Eólico del Ecuador ,2013)

En la Tabla 8, se ilustra los valores de velocidad de viento promedio que

se pueden esperar para mayores alturas sobre el terreno

Velocidad del viento (m/s

Velocidad del viento esperada (m/s)

10 metros 20 metros 30 metros 40 metros

3 3,31 3,50 3,64

4 4,41 4,67 4,86

5 5,51 5,83 6,07

6 6,61 7,00 7,29

7 7,71 8,16 8,50

8 8,82 9,33 9,71

9 9,92 10,50 10,93

10 11,02 11,66 12,14 Tabla 8Valores de velocidad de viento a varias alturas

Fuente: (Análisis Energético,2012)




60

2.4 INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN DEL VIENTO:

“La manera natural de describir el viento es mediante sus coordenadas

polares, el módulo (velocidad) y la dirección. La descripción mediante el módulo

y la dirección es conveniente por intuitiva y porque los instrumentos

tradicionales de medida del viento evalúan justamente cada una de estas dos

magnitudes por separado. El instrumento que mide la velocidad del viento de

manera directa en aplicaciones eólicas es normalmente el anemómetro, siendo

el más común el anemómetro de cazoletas.”[9]

Los diseños actuales de este tipo de instrumento tienen tres cazoletas

montadas sobre un pequeño eje. El anemómetro de cazoletas emplea su

rotación, que varía en proporción a la velocidad del viento, para generar una

señal. Para medir el ritmo de rotación de las cazoletas, se pueden emplear

contadores mecánicos, variaciones de voltaje, o interruptores fotoeléctricos.[9]

Figura 22Anenometro de Cazoletas

(Fuente :Atlas Eólico del MEER,2012)

Para medir la dirección del viento normalmente se emplea una veleta. Su

forma convencional consta de una cola ancha que el viento mantiene a

sotavento de un eje de rotación vertical y de un contrapeso que se mantiene a

barlovento y que proporciona el equilibrio necesario para que el instrumento

gire lo más libremente posible. En la figura 2 podemos observar que el con-




61

trapeso tiene una forma que nos apunta la dirección de la que viene el flujo. La

señal de la posición de la veleta se obtiene por contactos de cierre de circuito o

a través de potenciómetros.[9]

Figura 23 Veleta

(Fuente :Atlas Eólico del MEER,2012)

Existen otros instrumentos de medición, de invención mucho más

reciente, pero que actualmente no están sustituyendo a los instrumentos

tradicionales, entre otras cosas por su elevado precio. Normalmente son

empleados como sistemas complementarios en campañas especiales de

medida, en las que se busca una mayor precisión. Un ejemplo son los

anemómetros sónicos, que emplean ondas ultrasónicas para medir simultá-

neamente la velocidad y la dirección del viento. Otro son las herramientas de

teledetección, como el SODAR y el LIDAR, que emplean sonido y luz

respectivamente para barrer la vertical de la atmósfera y así obtener un perfil de

sus características.[9]

2.5 UNIDADES Y ESCALAS

Las unidades del módulo, como para cualquier velocidad, constan de

una dimensión espacial dividida entre una temporal. En el Sistema

Internacional, estas unidades son el metro y el segundo (m/s), y de hecho son

las más habituales en los estudios de recurso eólico. Por familiaridad, también

se emplean el kilómetro y la hora (km/h).[9]




62

Por razones históricas, uno de los campos en los que existe más

tradición en el conocimiento y la descripción del viento es en la navegación. Por

este motivo, existen dos escalas más de velocidades de viento que son propias

de este campo. La primera es el nudo, que equivale a una milla náutica por

hora ó 1,852 km/h. La otra es la escala Beaufort, que es puramente

fenomenológica y que estima la velocidad del viento en función del aspecto de

la superficie del mar.[9]

Numero Beaufort Velocidad (Km/h) Denominación

0 <1 Calma

1 2-5 Ventolina

2 6 – 11 Flojito (Brisa muy débil)

3 12 – 19 Flojo (Brisa débil)

4 20 – 28 Bonancible (Brisa moderada)

5 29 – 38 Fresquito (Brisa fresca)

6 39 – 49 Fresco (Brisa fuerte)

7 50 – 61 Frescachón (Viento fuerte)

8 62 – 74 Temporal (Viento duro)

9 75 – 88 Temporal fuerte (Muy duro)

10 89 -102 Temporal duro(Temporal)

11 > 118 Temporal huracanado (Huracán)

Tabla 9Equivalencias de la escala Beaufort

Fuente:(Análisis Energetico,2012)

La dirección del viento, en meteorología, se mide en grados sexa-

gesimales, pero el criterio empleado es diferente del matemático habitual. En

primer lugar, siempre nos referimos a la dirección de la que viene el viento, no

hacia donde va. Se consideran cero grados u origen al viento que viene del

norte, y la escala es creciente hasta los 360 grados en el sentido de las agujas

del reloj.[9]

2.6 ROSA DE VIENTO.

En el caso de los estudios para la ubicación de un parque eólico, este




63

factor es especialmente crítico, puesto que condiciona su diseño. En

Meteorología, se suele representar la distribución del viento con un gráfico polar

denominado rosa de viento. En él, se divide el círculo en un número de

sectores múltiplo de cuatro, pues cuatro son los puntos cardinales, y se

muestra el tanto por ciento del tiempo en el que el viento sopla en cada uno de

estos sectores. Conviene recordar que la dirección del viento es siempre la

dirección desde la que viene el mismo, no hacia donde va.[9]

Para aplicaciones en energía eólica, aunque la rosa habitual es también

útil, es tanto o más interesante considerar una modificación de la misma.

Además de la frecuencia con que el viento sopla en una dirección, lo que

interesa en este caso es la energía del mismo en las diferentes direcciones. Por

ello se suelen representar en colores diferentes sobre un mismo círculo las dos

magnitudes; la frecuencia temporal y la fracción de energía en cada uno de los

sectores, como se puede observar en la figura.[9]

Figura 24Rosa de Viento

Fuente:( Atlas Eólico Con Fines de Generación Eléctrica,2013)




64

2.7 POTENCIA TEÓRICA DEL VIENTO

Si el viento puede aprovecharse para la producción de energía, es

porque la contiene en forma de energía cinética. Las máquinas respectivas

permitirán transformarla en energía mecánica y, mediante un generador, en la

energía eléctrica. En esta sección se muestra el cálculo de energía que

contiene el viento.[9]

Figura 25 Flujo atreves de un disco

Fuente:(Elaboración Propia)

El flujo que atraviesa el disco por unidad de tiempo, dm/dt, según la ecuación

de continuidad es:

( )

(

)




65

La hipótesis del modelo matemático del viento planteado como fundamento de

la presente tesis, define obtener las predicciones de recurso eólico17 para

obtener la densidad de potencia, claro está, el producto final será determinar

cantidad de energía que resultara al implementar un parque eólico sea cual sea

el método que conlleve a estos. No obstante hasta aquí hemos alcanzado

puntos clave de generación por viento como ejemplo:

1. La densidad de potencia es proporcional a la densidad del aire. Esto

quiere decir que en general, a mayor altitud, menor la energía disponible

a igual velocidad del viento, como se puede comprobar en la Tabla 2.

2. La energía que se puede extraer del viento es proporcional al área

barrida por el rotor (o al cuadrado de su diámetro en una máquina

convencional, con rotor circular).

3. La densidad de potencia es proporcional al cubo de la velocidad del

viento.

Las unidades de la densidad de potencia son de potencia por unidad de

superficie. En el Sistema Internacional, estas unidades son W/m2.

Altitud(m) Temperatura(°C) Presión (hPa) Densidad (kg/m3

0 15 1013,2 1,225 100 14,3 1001,3 1,213 200 13,7 969,5 1,202 300 13,0 977,73 1,190 400 12.4 966,11 1,179

17Son muestras de velocidades futura del viento ,para calcular la velocidad media.




66

500 11.7 954,6 1,167

1000 8.5 898,7 1,112

2000 2,0 794,9 1,007 3000 -4,5 701,1 0,909 4000 -11,0 616,4 0,819

Tabla 10 Variación de la densidad, temperatura y presión con la altitud en una atmosfera estándar.

2.8 MODELO MATEMATICO DEL VIENTO CON FINES DE GENERACION

ELECTRICA

El viento es fenómeno físico natural y estocástico, que se ajusta a la premisa

universal ”TODO LO QUE SE PUEDE MEDIR SE PUEDE CONTROLAR”.

Siendo así, es necesario entonces predecir el fenómeno con el menor

error posible; para este caso en especial, es aprovechar la trasformación de la

energía cinética del viento en energía mecánica hacia el rotor de un

aerogenerador específicamente.

La velocidad del viento cambia continuamente, por lo que es necesario

describirlo de forma estadística,

Si tenemos un conjunto de n números [x1 x2 x3....xn], se define la media

aritmética como:

∑

Si queremos conocer la desviación del conjunto de datos respecto de la

media, definimos la desviación estándar σ

∑ ( )

Dado la estocasticidad del viento ; en ocasiones este viene dado en

valores enteros, acompañados del número de veces que se mide aquel valor

en un periodo determinado Por ejemplo el dato xi se ha de medir wi veces. Así

se formaran dos vectores, x por las registros y w por el número de repeticiones.

[ ]




67

[ ]

Para ello las formulas de la media aritmética y desviación estándar se

expresarían en:

∑

∑ ( )

Si se crea una tabla de valores, ayudará a la comprensión:

Muestra,i Medida,x Cantidad Observada,w

1 6 19

2 7 54

3 8 42

Total:n=115 Tabla 11 Tabla de valores discretos.

Fuente:(Propia)

FRECUENCIAS

Se define a la frecuencia f(xi), de una medida xi como el cociente entre wi para

n; número total de medidas. La frecuencia acumulada como F(Xi) como la suma

de las frecuencias desde k=1 hasta i-eximo muestra.

( )

∑ ( )

( ) ∑ ( )

Ahora se crea una tabla con frecuencias individuales y acumuladas

Muestra, i Medida, xi Cantidad Observada, w

Frecuencia, f Frecuencia acumulada, F

1 6 19 0.165 0.165

2 7 54 0.470 0.635

3 8 42 0.365 1

Total:n=115 1 Tabla 12 Tabla de Frecuencias Individuales y acumuladas.




68

Ahora será conveniente establecer un MODELO DE LAS

FRECUENCIAS DE LAS VELOCIDADES DEL VIENTO, que se describa por

medio de una función matemática continua, en vez de una tabla de valores

discretos.

Haciendo uso de la probabilidad, dado que la suma exhaustiva de todas

los eventos mutuamente excluyentes da como resultado 1; vamos a encontrar

dicho modelo:

La función f(x); representa la probabilidad de que la velocidad del viento,

este en un intervalo entre x y x+dx. El área bajo f(x) es la unidad.

∫ ( )

Así también, la probabilidad de que la velocidad del viento este

comprendido entre valores X0 y X1 se puede obtener como la integral de:

( ) ∫ ( )

Ahora se conoce que el número de medidas contabilizadas es N, y estas

medidas se las ha contabilizado en el intervalo de tiempo ,que puede ser 10

minutos, una hora etc El tiempo en el que el viento está soplando con una

velocidad comprendida entre X0 y X1 sera: N* * ( ).

Por lo tanto ahora el valor medio de la velocidad y la desviación estándar

de la misma será:

∫ ( )

∫ ( ) ( )

Y la distribución de probabilidad acumulada F(X) será:

( ) ∫ ( )

Analizando las funciones f(x) que se encuentran en las matemáticas; se




69

pueden escoger entre las más ajustadas al viento la distribución de Weibull y la

Rayleigh.

2.8.1 Función de distribución de Weibull

Esta distribución se base en dos parámetros , k ,c ,forma y amplitud

respectivamente ;mientras que la distribución de Rayleigh solo se base de la

velocidad media. Resultando de esta forma, que en la mayoría de los casos el

modelo de Weibull se utiliza para modelar el viento.

( ) (

) (

)

* (

)

+

Figura 26 Modelamiento de los datos registrados en función al factor escala

Fuente:(Propio)

Como se puede observar mientras se mantiene el factor amplitud c=1 y

se varia el factor de k desde 1.2 a 2.8, la función se va moviendo de izquierda

a derecha, esto con el afán de ir captando la mayor cantidad de datos de

frecuencias calculadas.

Ahora si se desea encontrar el valor medio :

0 0.5 1 1.5 2 2.50

0.2

0.4

0.6

0.8

1

x

f(x)

Función de Weibull

1.2

1.6

2

2.4

2.8




70

(

)

La función gamma Γ(x) se define:

Γ(x)=∫

Se puede comprobar que el área bajo la curva de cualquiera de las

gráficas es la unidad, y que el valor medio es

(

)

La desviación estándar será entonces.

[ (

) (

)]

Otros campos muy importantes a destacar son:

La probabilidad de que la velocidad del viento x sea mayor o igual que xo

( ) [(

)

]

Mientras que para saber la probabilidad de que la velocidad del viento este

entre Xo y X1 :

( ) [(

)

] *(

)

+

muestra, i velocidad, x observaciones, w frecuencia , f frecuencia acumulada, F

1 0.5 6 0.0081 0.0081 2 1.5 31 0.0417 0.0479 3 2.5 30 0.0403 0.0901 4 3.5 50 0.0672 0.1573 5 4.5 69 0.0927 0.2500

6 5.5 75 0.1008 0.3508 7 6.5 60 0.0806 0.4315 8 7.5 59 0.0793 0.5108 9 8.5 69 0.0927 0.6035 10 9.5 61 0.0820 0.6855

11 10.5 43 0.0578 0.7443 12 11.5 44 0.0591 0.8024 13 12.5 54 0.0726 0.8750 14 13.5 43 0.0578 0.9328 15 14.5 21 0.0282 0.9610

16 15.5 11 0.0148 0.9758




71

17 16.5 7 0.0094 0.9852 18 17.5 4 0.0054 0.9906 19 18.5 2 0.0027 0.9933

20 19.5 1 0.0013 0.9946 21 20.5 1 0.0013 0.9960 22 21.5 3 0.0040 1.0000

Tabla 13 Cálculo de valores de la frecuencia fija y acumulada

Fuente:(Propio)

Como se ha visto la función f(X) se hallado en función del Modelo de

Weibull, pero ahora es momento de buscar la manera de hallar los parámetros

c y k que utiliza el modelo de weibull:

2.8.2 Ajuste No Lineal

Para ajustar los datos de la columna de frecuencias al modelo de

Weibull, se tiene que determinar los valores de c y k. Para ello usaremos un

ajuste no lineal con la función nlinfit de Matlab, para lo cual se procede a llamar

a(1) a k ya(2) a c.

Mostrando en la consola de Matlab los parámetros:

K=2.2146

C=12.8866

2.8.3 Ajuste Lineal por mínimos cuadrados:

En la expresión de las frecuencias acumuladas F(X), se despeja 1-F(X) y

se toma dos veces logaritmos neperianos:

( ) *(

)

+

*(

)

+ ( )

[( ) ] ( )

( ) *(

)

+




72

Se aplica logaritmo neperiano:

(

( )) ( *(

)

+)

(

( )) (*(

)

+)

Nuevamente se aplica logaritmo neperiano:

( (

( ))) (*(

)

+)

( (

( ))) ((

))

( (

( ))) ( ) ( )

La ecuación anterior es la ecuación de la recta de forma que:

Donde u y z son variables:

( (

( )))

∑( )( )

∑( )

(

)

Mostrando en la consola de Matlab tenemos:

Weibull

K=1.9375




73

C=10,9539

Parámetros de Weibull por ajuste No Lineal

Parámetros de Weibull por ajuste Lineal

K 2.2146 1,9375

C 12.8866 10,9539 Tabla 14 Parámetros de los ajustes lineal y no lineal

Fuente:(Propio)

Conclusión: según el modelo de Weibull existe dos clases de ajuste : el

no Lineal y el Lineal ,el primero de ello se aproxima mucho a la velocidad media

de los datos registrados de Villonaco 12,32 m/s mientras que el segundo

ajuste lineal pierde sensibilidad al alejarse del valor medio de la velocidad real;

esto provocara que el Factor de planta sea alterado, implicando directamente

una alteración de la cantidad de energía producida anual y en el nivel de

ingresos a percibir por la generación de electricidad en millones de dólares

anuales.

2.9 EJEMPLO DE CÁLCULO PARA DETERMINAR EL FACTOR DE CAPACIDAD

EÓLICO.

Se va a realizar un cálculo de la producción esperada de un

aerogenerador en un emplazamiento, suponiendo que se conoce la curva de

potencia adecuada a la densidad del mismo, y la distribución de Weibull del

viento a altura de buje. Se toma como referencia una curva de potencia ficticia,

elaborada a partir de la composición de las correspondientes a diferentes

aerogeneradores actuales. Para simplificar, se supone que el emplazamiento

se encuentra a nivel del mar (p=1,225 kg/ m2) y que la distribución del viento a

altura de buje sigue una distribución de Weibull con c=7,5 m/s y k=2,0.

Velocidad (m/s)

Potencia (kW)

0 0 1 0 2 0 3 0 4 57




74

5 177 6 348 7 575 8 868 9 1213 10 1554 11 1810 12 1943 13 1985 14 1996 15 2000 16 2000 17 2000 18 2000 19 2000 20 2000 21 2000 22 2000 23 2000 24 2000 25 2000 26 0 27 0 28 0 29 0

Tabla 15 Curva de potencia utilizada en el ejemplo de cálculo.

Fuente:(Atlas Eólico MEER,2013)

Para obtener el valor de potencia promedio, se debe calcular en primer

lugar la probabilidad de que la velocidad del viento se encuentre en cada uno

de los intervalos mostrados de la curva de potencia. Los intervalos de cálculo

de probabilidad se tomarán en el punto intermedio entre los intervalos de la

curva. Por ejemplo, para 6 m/s, se calcula la probabilidad de que la velocidad

del viento esté comprendida entre 5,5 y 6,5 m/s, mediante la ecuación de la

probabilidad acumulada.

( ) * (

)

+

( ) * (

)

+




75

( ) * (

)

+

Lo que resulta una probabilidad conjunta de:

( )

Multiplicando cada probabilidad obtenida con este método por la

potencia de cada intervalo y sumando, se obtiene la potencia media producida

por el aerogenerador en este emplazamiento, como muestra la siguiente tabla:

Velocidad (m/s)

Probabilidad Potencia (kW)

0 0.000 0.00

1 0.035 0.00

2 0.066 0.00

3 0.091 0.00

4 0.107 6.08

5 0.114 20.11

6 0.112 39.05 7 0.104 59.78

8 0.091 79.05

9 0.076 91.95

10 0.060 93.46

11 0.046 82.53

12 0.033 64.29

13 0.023 45.68

14 0.015 30.65 15 0.010 19.68

16 0.006 12.12

17 0.004 7.17

18 0.002 4.08

19 0.001 2.24

20 0.001 1.18

21 0.000 0.60

22 0.000 0.29 23 0.000 0.14

24 0.000 0.06

25 0.000 0.03

26 0.000 0.00

27 0.000 0.00

28 0.000 0.00

29 0.000 0.00

30 0.000 0.00 Suma 99.56% 660.22

Tabla 16 Estimación de la potencia media

Fuente:(Propia)

Se ve que por la forma de la distribución de Weibull, la distribución de

velocidades se concentra en apenas un pequeño rango de velocidades. Para

que este tipo de cálculos mostrados no dependan del aerogenerador

considerado, se suele calcular el llamado factor de capacidad o de planta, que

se define simplemente como el cociente entre la potencia media y la potencia




76

máxima del aerogenerador. En el ejemplo que nos ocupa sería:

Una estimación de la producción bruta anual se obtendría multiplicando

la potencia media en kW por las 8760 horas que tiene un año. Esta magnitud

tiene unidades de energía y en el presente ejemplo tendría un valor de

5.783.544,51 kW·h. Por último, considerando una tarifa CONELEC de 10

centavos de US$ por kW·h, la remuneración por venta de la energía producida

por el aerogenerador sería de alrededor de $ 578.354,00.

2.10 ANALISIS DE DATOS (DATAS) RECOPILADOS POR LA ESTACION

VILLONACO TORRE 1, TORRE2 TORRE 3,PARA LA ESTIMACION DE

ENERGIA EOLICA APLICANDO COMANDOS EN MATLAB.

Figura 27 Ubicación geográfica Villonaco Loja

Fuente:(Proyecto Factibilidad ENERSUR,2007)

Lo que primero que vamos a hacer es abrir la base de datos de los

registros que nos proporcionó CELECP-EP GENSUR. VILLONACO. que viene

dado en Excel.18

18 Tener en Cuenta que para los datos ser compatible con Mtalab,la base de datos excel debe estar

guardado en versión de Libro 2003-2007.




77

Figura 28 WIzard de Matlab para importar un archivo desde Excel .


Se toma para ejemplificar esta sección, la velocidad a 40m de altura, Torre2

WILOG AÑO 2004; para ello creamos una variable solo de la columna 1,

seleccionada y luego hacemos un plot de aquella variable.

Figura 29 Velocidades registradas de la Torre 2 del año 2004 en Villonaco con Matlab.

Fuente:(Elaboración Propia).

Se analiza las velocidades en un día aleatorio; para ello se toma el día

01/01/2004 como respuesta de hacer un random en Matlab. Bien ahora se

selecciona 145 registros que equivale a 24 horas de un día y se manda por

medio del comando HIST a plotear en matlab :

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4

x 104

0

5

10

15

20

25

30ANALISIS DEL VIENTO

muestras

velo

cida

des




78

Figura 30 Velocidad del viento en 1 día ;01/01/2004 Villonaco.

Fuente (Elaboración Propia)

Como se puede apreciar en la figura anterior, existe altos valores del viento en

las horas de las 4 am hasta las 16:00 pm ,no así, para las horas pico de la

noche 19:00 ha con valores alrededor de los 5m/s; cabe mencionar que la

Futura central Eólica Huscachaca-ELECAUSTRO. Tiene valores promedios de

viento de 5m/s.

2.10.1 Calculo del tiempo estimado de funcionamiento de un aerogenerador en

Villonaco

Un aerogenerador funciona cuando la velocidad del viento es superior a un

valor mínimo (cut-in) e inferior a un valor máximo (cut-out). Para un hipotético

aerogenerador estas velocidades son 4 m/s y 18 m/s, respectivamente..

Para ello utilizamos el siguiente código Matlab para ajustar a weibull:




79

En la consola de Matlab obtenemos los siguientes datos:

En la consola de Matlab se visualizara, horas=32880e+004

Ahora lo que se hace, es ajustar las velocidades del viento a una

distribución Matemática probabilística de Weibull; recordando que esta función

trabaja sobre dos factores c; k de forma y amplitud respectivamente; en el

cuadro anterior se mencionó el código en Matlab para llevar los datos a un

modelo de Weibull; utilizando el código anterior tenemos la siguiente grafica

para Villonaco.

%%Horas de Funcionamiento de Aerogenerador

%horas a partir de las medidas de la velocidad del viento

velocidad=velocidad40;

x0=4;x1=18;

horas=sum(velocidad>=x0 & velocidad<=x1);

%Modelo estadístico de Weibull

%ajuste no lineal

k=2.26372,c=12.307

prob=exp(-(x0/c)^k)-exp(-(x1/c)^k);

horas=length(velocidad)*prob

Tabla 17 Código Matlab para obtener horas de funcionamiento de Matlab.

Fuente (Propia)




80

Figura 31 Ajuste de los datos del Viento al Modelo de Weibull.


Para comparar el Modelo propuesto que es de Weibull vs con los datos

reales del viento; nos valemos de un análisis estadístico de la media,

desviación estándar a los datos reales y a los datos que se obtendría si

aplicaríamos nuestro modelo hacia el viento.

MEDIA Y DESVIACION

STANADR CON DATOS

REGISTRADOS

MEDIA Y DESVIACION

STANADR EN BASE AL

MODELO DE WEIBULL CON

AJUSTE NO LINEAL

MEDIA Y DESVIACION

STANADR EN BASE AL

MODELO DE WEIBULL CON

AJUSTE LINEAL

MEDIA 10.9177 10.9012 9,8912 DESV

STANDAR 5.0994 5.0985 4,1234

Tabla 18 Comparación de Datos registrados vs Modelo Weibull.

Fuente:(Elaboración Propia.)

Como se puede apreciar en la tabla anterior, utilizando el modelo matemático

del viento, con f(x) igual a la distribución de Weibull y con ajuste no lineal de

grado 6,se nota claramente que los datos de la media y desviación estándar

0 5 10 15 20 25 300

0.01

0.02

0.03

0.04

0.05

0.06

0.07

0.08Ajuste a la función Weibull

Velocidad

Fre

cuencia




81

son muy cercanos a los datos de media y desviación estándar registrados en

las estación meteorológica Torre2 año 2004;mientras que el mismo modelo de

viento en base a la distribución de Weibull y con ajuste lineal presenta una

mayor pérdida de información en lo que se refiere a la media y desviación

estándar de la misma Torre 2

2.10.2 Rosa de Vientos en dirección y frecuencia de Villonaco.

Figura 32 Rosa de Vientos en direcciona y frecuencia de Villonaco.


La mayor parte del tiempo, Villonaco presenta un viento que proviene del

Estenoreste 67,5° dentro de la rosa de los vientos; en la misma dirección

presenta un frecuencia fija de alrededor del 20% .

2.11 ENERGÍA SUMINISTRADA POR EL AEROGENERADOR:

Se calcula la energía suministrada por el viento en la unidad de tiempo

y área barrida por las palas del aerogenerador. También la energía por unidad

de tiempo y área que produce un aerogenerador conocida su curva de

potencia.

2.11.1 Energía por unidad de tiempo suministrada por el viento

La energía por unidad de tiempo (densidad de potencia) del viento cuando pasa




82

a través de un área A perpendicular a la dirección se la puede obtener en

Matlab como:

Tabla 19Densidad de Potencia en Matlab.

Fuente (Propia)

2.11.2 Energía por unidad de tiempo suministrada por el aerogenerador.

Se obtiene desde una base de datos; gracias a la gentileza de Idaho

National Laboratory las curvas de los aerogeneradores para 30 marcas de

mayor utilización en el mercado eólico.

Figura 33 Curva de Potencia Aerogenerador ACCIONA 1,5MW.


-5 0 5 10 15 20 25 30 350

500

1000

1500

Curva de potencia de un aerogenerador

velocidad

pote

ncia




83

Figura 34 Ajuste de un polinomio grado 3 a la Curva de Potencia Aerogenerador.


2.12 DESCRICION DEL RECURSO EOLICO POR REGIONES EN ECUADOR

La modelización del recurso eólico con resolución de 200 m sobre el territorio

del Ecuador ha permitido identificar la distribución de este recurso sobre el

territorio. En lo que a la circulación general terrestre respecta, los vientos domi-

nantes sobre el país son los alisios, provenientes del Este y que por tanto

alcanzan el país tras atravesar todo el continente. Esto hace que el viento

horizontal a gran escala sea más bien débil en todo el territorio

continental.(Atlas Eolico del Ecuador,2013)

En términos generales, la orografía del Ecuador divide el territorio en cuatro

zonas climáticas bien definidas, que confieren unas características particulares.

0 5 10 150

500

1000

1500

Ajuste de la curva de potencia de un aerogenerador

velocidad

pote

ncia




84

Los párrafos que continúan, tiene una gráfica del Ecuador por regiones y

adjunto a la gráfica se encuentra la leyenda de colores, respecto a la densidad

del potencial del viento anual a 80 de altura.19

La Zona Oriental o Amazónica: en que la frondosa vegetación selvática

influye de forma decisiva en la disminución de la velocidad de los vientos alisios

en los niveles más cercanos al suelo.

Figura 35 Zona Oriental en función Densidad Potencia a 80m de altura.

Fuente:(Atlas eólico Ecuador,2013)

La Zona de la Sierra: donde la Cordillera de los Andes comprime los

vientos, resultando en una aceleración de los mismos, en una clara

manifestación de lo que se conoce en física de fluidos como efecto Venturi.

19 Existe una aplicación para google erth de los mapas del ecuador en www.meer.con.ec/atlas eólico.

http://www.meer.con.ec/atlas




85

Estos elevados vientos, sin embargo, se producen en emplazamientos muy

elevados, donde además de la dificultad del acceso a los mismos, la energía

del viento disminuye proporcionalmente al descenso de la densidad que se

produce con la altitud.

Figura 36 Zona Sierra en función Densidad Potencia a 80m de altura.

Fuente:(Atlas eólico Ecuador, 2013)

La Zona de la Costa: donde interaccionan los vientos alisios del Este

con dos circulaciones locales: la brisa que se establece por el contraste de

temperaturas entre el continente y el océano, y la circulación valle-montaña por

la influencia de la Cordillera de los Andes. La combinación del viento global con




86

el local en este caso da lugar a una mayor variación espacial del recurso y a la

localización de algún área con velocidades algo superiores al entorno.

Figura 37 Zona Costa en función Densidad Potencia a 80m de altura.





87

Islas Galápagos: que aúnan tres características importantes para

entender su distribución de viento: son islas, volcánicas y bajo la influencia de

los alisios. Por el hecho de ser islas, reciben un viento global menos perturbado

que en el continente; sin embargo, los vientos alisios a esta latitud tan baja son

de limitada intensidad. Por último, su carácter de archipiélago volcánico, hace

que las pendientes sean considerables y que en conjunto configuren un

laberinto por el que el viento converge y diverge (por lo que se acelera y se

frena) en un espacio relativamente pequeño, presentando además diversos

cambios de dirección.

Figura 38 Zona Insular en función Densidad Potencia a 80m de altura.





88

CAPITULO III

METODOLOGIA PARA EL CÁLCULO DEL PRECIO DE VENTA DE LA

ENERGIA ELECTRICA GENERADA POR EL VIENTO Y FIJACION DEL

PLAZO DE CONCESION EN ECUADOR REGULADOS POR EL CONELEC.




89

III METODOLOGIA PARA EL CÁLCULO DEL PRECIO DE VENTA DE LA

ENERGIA ELECTRICA GENERADA POR EL VIENTO Y FIJACION DEL

PLAZO DE CONCESION EN ECUADOR REGULADO POR EL

CONELEC

3.1 DEFINICIÓN DE PARÁMETROS INFLUYENTES EN LOS COSTOS DE

GENERACIÓN EÓLICA Y CÁLCULO DEL PRECIO UNITARIO DEFINIDO

POR EL CONELEC.

Tasa Anual: Se refiere a la tasa de interés anual a la cual se deberá pagar por

el capital adquirido a los prestamistas locales como internacionales.

Capacidad Instalada.-Se refiere a la capacidad total de MW instalados en la

central de generación eléctrica.

Potencia Firme: Llamada también potencia efectiva; la potencial real que

tenemos en bornes de generación.

Potencia Unitaria: Potencia que sale individualmente por cada

aerogeneradores.

Inversión Total: Cantidad en dólares por el monto total que conlleva crear la

central de generación eólica.

Desembolso anual requerido: Es el cálculo de los dividendos anuales

(amortización) que se tiene que pagar a los prestamistas por el crédito

recibido.

Costo Operación _Mantenimiento: Según la cátedra de mantenimiento se ha

clasificado a este rubro como el porcentaje del 2% a 3% del total de la

inversión.

Costo Medio Anual: Se compone de la suma del desembolso anual + O&M +

Costo total anual dividido para la cantidad de potencia firme. [USD/MW].

Vida mensual: Se refiere a los años de vida útil dividido para 12 meses.




90

Tasa de descuento mensual: Tasa de descuento anual referida a meses.

Desembolso Mensual: Desembolso mensual que una vez calculado el interés

anual y los costes referidos a meses de debe pagar al prestatario

mensualmente.

Costo medio Mensual: Valor a liquidar a un generador eólico como el cociente

entre la suma del desembolso mensual +O&M_ mensual dividido por la

cantidad de potencia firme del generador.[USD/KWH-mes]

Costo medio Mensual referido a la energía: Se halla el costo de la energía

eléctrica dividiendo el CMmensual para 8760 multiplicado por el factor de

Planta.

Factor de Planta: Cociente que resulta de la división entre la energía real

generada en un tiempo dado y la energía nominal que daría la planta a

trabajando a potencia nominal multiplicado por 100 para obtener el porcentaje.

Impuesto a la Renta: En conformidad con el Registro Oficial 351 del código de

la producción ,articulo 24,numeral 2,se establece que a los sectores que

contribuyan al cambio de la matriz energética ,se reconocerá la exoneración

total del impuesto a la renta por cinco años a las inversiones nuevas que se

desarrollen en estos sectores, Así mismo se revisó que en el artículo 9 Ley de

régimen Tributario Interno; las instituciones públicas serán exentas del pago

impuesto a la renta, no así las instituciones privadas tendrán que pagar luego

de los cinco años 22% sobre la base imponible.(Ing. Antonio Barragán;

Maestría Sistemas Eléctricos de Potencia, Junio 2012).

Amortización: Se establecen para las instalaciones, maquinarias, equipos y

muebles un 10% anual, o lo que equivale a una depreciación de 10 años.

Según el Código interno de Tributación del Ecuador.

La tabla que a continuación se presenta se encuentra en la Regulación No.

CONELEC - 003/04 “Cálculo de la Potencia Remunerable Puesta a

Disposición”, la misma que va a ser desarrollado paso a paso para obtener los




91

resultados del CONELEC.

Equipamiento Equivalente: TURBINA DE GAS CICLO ABIERTO

TASA ANUAL 11,2000%

CAPACIDAD INSTALADA MW INSTALADO 90

POTENCIA FIRME [MW] 81

POTENCIA UNITARIA[MW] 1,5

INVESION TOTAL $ 36.000.000,00

DESEMBOLSO ANUAL REQUERIDO $ 5.061.741,31

COSTOS_OPERACION_MANTENIMIENTO AL 2% A 3%

$ 720.000,00

COSTO_TOTAL ANUAL $ 5.781.741,31

COSTO_MEDIO_ANUAL[USD/MW] $ 71.379,52

CALCULO DEL DIVIDENDO MENSUAL

VIDA UTIL MENSUAL 180

TASA DESCUENTO MENSUAL 0,8886%

DESEMBOLSO MENSUAL $ 401.591,80

COSTOS FIJOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

$ 60.000,00

COSTO_TOTAL_MENSUAL $ 461.591,80

COSTO MEDIO MENSUAL (USD/KW) $ 5,70

COSTO MEDIO MENSUAL REFERIDO A ENERGIA usd/kwh

0,018107438

Tabla 20 Determinación Precio Unitario de Potencia.

Fuente:( CONELEC, 2007).

La potencia firme expresada en porcentaje es:

( ) ( )

( )

( )

El costo unitario de la inversión es 400 US$/kW, si multiplicamos este

valor por la capacidad total instalada que es 90*103 kW da como resultado la

inversión total de la planta: 36 millones de US$.

El desembolso anual requerido es la anualidad de la inversión realizada




92

en cobertura de máxima demanda, en el cálculo se involucran aspectos que

tienen que ver con la planta, tales como la vida útil de la planta y la tasa de

descuento anual.

La suma de los costos fijos de administración, operación y

mantenimiento, el desembolso anual y los costos variables de operación y

mantenimiento dan como resultado el costo total anual.

La energía total anual es el resultado de multiplicar la capacidad efectiva

de la planta por el número de horas totales en un año (8760) y un factor de

planta, que en nuestro caso es 62.3%.

El costo total medio anual resulta de la división entre el costo total anual

y la energía total anual.

Para el cálculo del descuento mensual se utilizó la siguiente expresión:

( )

Con los datos anteriores se calcula el desembolso mensual utilizando la

siguiente ecuación:

( )

( )

Donde n es el número de años, lo que daría 180 meses de vida útil para

la planta, Inv., inversión total de la planta en dólares.

3.2 EJEMPLO DE DETERMINACION DEL PRECIO UNITARIO POTENCIA PARA

EL PARQUE EOLICO SAN CRISTOBAL-GALAPAGOS.

El parque eólico San Cristóbal se encuentra situado en las Islas

Galápagos en el Ecuador, el parque eólico tiene una potencia instalada de 2,4

MW con 3942 horas de funcionamiento al año, donde los valores que

representan los costos de inversión y los costos de explotación y gestión




93

asociados a este tipo de parque es de aproximadamente 4167 US$/kW:

Los Parámetros para el análisis son los siguientes:

La inversión total que se realizará en la planta, es el resultado de

multiplicar el costo por kW con la capacidad instalada.

El desembolso anual requerido es la anualidad de las inversiones

realizadas en la cobertura de máxima demanda, en el que se involucra la

inversión total de la planta, la vida útil de la unidad y la tasa de descuento

anual.

( )

( )

( )

( )

El desembolso mensual requerido es la anualidad, en meses, considerando la

vida útil (en meses), la tasa de descuento mensual y la inversión total de la

planta.

( )

( )

( )

( )

( )

( )




94

Los costos fijos de operación y mantenimiento están en el orden del 2 al 3% del

valor de la inversión total de la planta.

El costo medio mensual (PUP), es el costo total mensual, sobre la potencia

firme de la unidad.

El costo medio mensual referido a energía es la relación entre el costo medio

anual y las horas de disponibilidad al año (3942 horas), donde el 45%

corresponde al factor de planta de la unidad.

Análisis y Conclusión: El CENACE debería pagar por concepto de energía a

Galápagos 14,69 CUSD/KWh en lugar de 10,04 usdc/kwh que actualmente

está pagando a la central San Cristóbal. Según lo dictamina la regulación

004/11CONELEC.

DETERMINACION DEL PRECIO UNITARIO DE POTENCIA PARA REMUNERACION

Equipamiento Equivalente: TURBINA EOLICA GALAPAGOS SAN CRITOBAL

TASA ANUAL 8,0000%




95

CAPACIDAD INSTALADA MW INSTALADO 2,4

POTENCIA FIRME [MW] 2,28

TOTAL TURBINAS EOLICAS 3

POTENCIA UNITARIA[kW] 800



COSTOS_OPERACION_MANTENIMIENTO AL 2% A

3%

$ 300.000,00







COSTOS FIJOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO $ 25.000,00



COSTO MEDIO MENSUAL REFERIDO A ENERGIA usd/kwh 0,146701969

Tabla 21 Determinación PUP Galápagos

Fuente:( Elaboración Propia)

En territorio del Ecuador continental, el único parque eólico

recientemente incorporado con fecha al 30 de Mayo del 2013 al Sistema

Nacional Interconectado es Villonaco, del cual es dueño, administrado y

operado Empresa Estatal CELEP-GENSUR. Las características de este parque

se detallan en la sección siguiente

3.3 RECOPILACION DE DATOS PARA EL PROYECTO BASE:

Parque Eólico Villonaco:

3.3.1 Entidad Ejecutora:

Unidad de Energías Renovables de la Corporación eléctrica del Ecuador en

coordinación subsecretaria energías renovables y MEER.

3.3.2 Cobertura:

Nacional

3.3.3 Localización:

Provincia de Loja, Cantón Loja-Cantón Catamayo.Línea de Cumbre cerro




96

Villonaco entre las coordenadas UTM:N9558404, E693030 y N9556225

E693635.

Figura 39 Localización UTM Villonaco

Fuente: (Google Earth, 2013).

3.3.4 Monto:

USD$ 45.687.890,00 (Cuarenta y cinco millones seiscientos ochenta y siete mil

ochocientos noventa dólares americanos.)

3.3.5 Plazo de Ejecución: 12 meses.

El área del proyecto está ubicada en la provincia de Loja y comprende

un área dividida tanto para el cantón Loja como para el Cantón Catamayo.

ACTIVIDADES PRESUPUESTO MEDIOS DE

VERIFICACIÓN SUPUESTOS

Componente 1

Estudios preliminares 724000 Ejecución

Presupuestaria USD.

45,687,890.00

Diseño definitivo de Construcción 400000

Fabricación y Entrega de Aerogeneradores 15870000

Obras Civiles Preliminares- Vías de acceso y Conformación de Plataformas 900000

Obras Civiles- Construcción Cimentaciones 7800000

Construcción de S/E Colectora y Línea de Transmisión 5500000

Servicios de Transporte y montaje de Equipos 4400000

Puesta en Servicio y Pruebas de Verificación 1715000

Obras Civiles- Complementarias 5315000

Adquisición de Terrenos 200000

Fiscalización del Proyecto 930000

Gestión Ambiental 150000

Villonaco




97

Plan de Desarrollo integral de las comunidades de la zona de intervención 886000

Dirección del proyecto 897890

TOTAL $ 45.687.890,00

Tabla 22 Estructura de Costos basado en Matriz de Marco Lógico.

Fuente:(CELEC-GENSUR, 2013)

3.3.6 Viabilidad Económica Financiera:

El valor referencial para calcular el costo de implantación de este

proyecto eólico es de 2,2 USD/MW instalado. Este valor es tomado de la

experiencia de ENERLOJA. Similar tendencia se puede observar en las figuras

siguientes para el año 2007 correspondiente a un proyecto de 10MW instalado

en EEUU lo cual indica que el proyecto en estudio tenga un costo relativamente

común.

Figura 40 Historial de costos de Implementación eólicos en EEUU2007

Fuente:( ReportWind Power, 2007.)

Figura 41 Costo implementación de proyectos eolicos en EEUU por capacidad de potencia




98

Fuente:(ReportWind Power 2007.)

3.3.7 Estructura Referencial de costes en un proyecto Eólico Estándar One.Shore20

para Villonaco.

Figura 42 Estrucura de Costes de un proyecto Eólico OneShore

Fuente:( Asociación empresarial eólica de España 2010)

A diferencia de la situación en Ecuador; el mercado de energía eólica en

EEUU se encuentra consolidado de manera firme debido, entre otros factores,

al volumen de generación instalado. Por consiguiente los proyectos instalados

en estos países venden la energía generada a precios variables, típicamente

menores a ctvUSD $ 0,09 como se refleja en la siguiente figura:

Figura 43 Precio de venta de energía eléctrica generada por viento EEUU

Fuente:(ReportWind Power 2007)

20

One Shore=Aerogeneradores En el Territorio Continental; OFF SHORE=Aerogeneradores en el Mar




99

De acuerdo a los cálculos de análisis y recuperación de inversión

realizada por técnicos del MEER, el costo se estima llegara a ser de 0,09

USD/kWh. Una vez que se haya seleccionado a la empresa que construirá el

parque eólico, se tendrá el valor real.

Los costos de operación y mantenimiento (O&M) varían de acuerdo a la

tecnología del aerogenerador utilizado, aproximadamente el costo de

aerogeneradores con multiplicadora cuestan 3 veces los aerogeneradores sin

esta última. La asociación española de energía eólica indica que el costo de

O&M puede llegar a ser del 20 % del precio de venta de la energía .En el

EEUU, los precios de O&M para proyectos instalados tienen la siguiente

tendencia.

Figura 44 Precio de la Eólica en función del factor Planta en EEUE.

Fuente:(Anual Report Wind Power 2007)




100

Figura 45 Promedio de costos O&M desde 2000 al 2007 en EEUU

Fuente: (Anual Report WIND POWER 2007)

Según la referencia ultima, existe según los técnicos del MEER una alta

probabilidad de que el costo de O&M para los proyectos eólicos en Ecuador

sea de aproximadamente 15 USD/MWh generado en promedio durante la

mayor parte de vida del proyecto.

En resumen, existe una elevada probabilidad de que el costo de

implementación del proyecto eólico Villonaco se aproxime a 2500usd/kWh; así

el costo O&M será de 15USD/MWh ;y el factor de planta sería una de los

mejores si se lo compara dentro de los rangos típicos de proyectos eólicos de

Estados Unidos.

3.3.8 Villonaco y el cambio Climático

La cantidad de Gases efecto invernadero(GEI) se pude calcular

mediante un factor adimensional que relaciona la cantidad de electricidad

generada con fuentes termoeléctricas tradicionales en el país específico

(Ecuador).

3.3.9 Calculo la huella de carbono




101

Para convertir la información recopilada y expresarla en toneladas de

CO2 (o CO2e) se utilizan factores de emisión que permiten determinar cuánto

CO2 se emite, por ejemplo, al consumir una determinada cantidad de energía.

Los factores de conversión estándar fueron definidos por el IPCC (Grupo

Intergubernamental de Expertos en Cambio Climático). Según el IPCC, los

factores de conversión para las principales fuentes de energía primaria que se

utilizan en Latinoamérica son los siguientes:

Combustible FEC(t C02/Tj)*Fracción Carbono oxidado*44/12

Diesel 73,326

Enap 6 (o fuel) 76,593

Carbón 92,708

Carbón-Petcoke 93,181

Gas Natural 55,8195

Embalse 0

Pasada 0

Biomasa 0

Figura 46 Factores de emisión para cálculo de Huella de Carbono

Fuente: (IPCC,2010)

Así, por ejemplo, si una empresa consumió 1000 kWh a base de carbón,

deberá realizar los siguientes cálculos para determinar las emisiones de CO2

correspondientes:

1. Convertir los Kilowatt hora (KWh) en Tera Joules (Tj)

1000 KWh = 0.0036 Tj

2. Aplicar el factor de conversión correspondiente al carbón:

0.0036 * 92,708 = 0,333 tCO2

En este caso, la empresa que consumió 1000 KWh a base de carbón,

habrá emitido 0,333 toneladas de CO2.




102

En el caso de la electricidad consumida, es necesario identificar cuáles

son las fuentes de energía primaria que se utilizaron para la generación de

dicha electricidad y en que proporciones (matriz energética). En base a la

matriz energética se calcula el factor de emisión para la electricidad consumida.

Figura 47 Ciclo de Mecanismo Desarrollo Limpio (Fuente Mitsubishi Energy2010)

3.4 SUPUESTOS ESTÁTICOS PARA EL CÁLCULO ECONÓMICO DE

VILLONACO.

Con fecha 31 de mayo del 2010,el gobierno provincial de Loja a través

de ENERSUR EP, quien estaba a cargo de la ejecución del proyecto eólico

Villonaco receptó las ofertas técnicas económicas de la consulta internacional a

Fabricantes de Aerogeneradores ,estableciéndose un valor promedio de 2500

dólares por kW instalado.




103

SUPUESTOS VALOR UNIDAD OBSERVACIONES

Tasa de descuento SENPLADES 12% porcentaje No estadístico

Costo internacional del diesel 2.871 usd/gal Moda

Rendimiento de generación termoeléctrica

diesel

11.517 kWh/gal Media

Costo de electricidad con fuente termoeléctrica

diesel

0.249 usd/kWh Calculado

(solo consumo de diesel)

Costo de electricidad con otras fuentes (hidroeléctrica ,

0.015 usd/kWh Estimado, no estadístico

bunker, residuo, importación, etc.)

Porcentaje de energía eólica que desplaza a

fuentes que

100.00% porcentaje Estimado

termoeléctricas diesel

Porcentaje de energía eólica que desplaza a

fuentes que

0.00% porcentaje Calculado

no termoneléctricas diesel

Precio reconocido por venta de energía eólica 0.0913 usd/kWh Regulación CONELEC 004-11

Costo de O&M 0.013 usd/kWh Media

Costo por potencia instalada 2,535 usd/kW fuente: fabricante

Precio referencial de venta CERs 12.924 usd/CER experiencia focos

ahorradores

Potencia total a instatalar

16,500

kW No estadístico

Energía anual generada 59,570,000 kWh/año Media

Certificados de carbono emitidos 42,890 CER/año Calculado

Cantidad de diesel no consumido 5,172,505 gal/año Calculado

Cost evitado en diesel 14,851,075 usd/año Calculado

Vida útil del proyecto 20 años No estadístico

Interés del financiamiento externo 5.00% porcentaje fabricante

Interés del financiamiento (otras fuentes) 7.00% porcentaje Estimado

Porcentaje financiado externo 78.05% porcentaje No estadístico

Porcentaje financiado por otras fuentes 21.95% porcentaje No estadístico

Tabla 23 Supuestos estáticos para el cálculo económico

Fuente: (CELEC-Villonaco SENPLADES,2013)

3.5 IDENTIFICACIÓN Y VALORACIÓN DE LA INVERSIÓN TOTAL, COSTOS

OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO INGRESOS Y BENEFICIOS.

SUBTOTALES ECONOMICOS VALOR UNIDAD OBSERVACIÓN

Costo del proyecto 45,687,890.00 usd Calculado

Monto a financiar con EDCF 35,661,618.00 usd Calculado

Anualidades por financiamiento EDCF (2,861,580) usd/año Calculado




104

Monto a financiar con otras fuentes 10,026,272 usd Calculado

Anualidades por financiamiento de otras fuentes -946,409 usd/año Calculado

Total anualidades (3,807,990) usd/año Calculado

Venta anual de energía 5,438,741 usd/año Calculado

Venta anual CERs 554,325 usd/año Calculado

Costo anual O&M -748,962 usd/año Calculado

Costo evitado en generación tradicional 14,851,075 usd/año Calculado

Ingreso financiero anual referencial (en plena operación) 1,436,115 usd/año Calculado

Ingreso económico anual referencial (en plena operación) 16,287,190 usd/año Calculado

Tabla 24 Valores económicos calculados de manera estática

Fuente: (CELEC-Villonaco SENPLADES,2013)

El costo del proyecto asciende a los cuarenta y cinco millones

seiscientos ochenta y siete mil ochocientos noventa dólares, de los cuales

78.05% del valor total será financiado por fuente externa. El proyecto tendrá

ingresos por venta de energía por un monto de 543.8741 Usd/año y se

complementara con un adicional de 554.325 USD/año por la venta de

Certificados de reducción de Emisiones (CERS)

3.6 FLUJOS FINANCIEROS Y/O ECONÓMICOS DE VILLONACO

Las tablas siguientes son los flujos financieros de Villonaco realizadas en

excel para la cual se tomaran como base los supuestos estáticos tabla 14 para

lograr tener un valor actual neto y un TIR. Teniendo dos escenarios El primero

pesimista sin venta de energía solo ingresos por CERs 21 y el segundo

escenario los dos ingresos energía más CERs.

21

Certificado de reducciones de Emisiones valorizado a 12,49usd/Cers




105

EGRESOS INGRESOS

Año Inver-sión

Desem-bolso

capital

O&M ANUALI- DADES

VENTA CERs

Costo evitado en generación diesel

SUBTOTAL VALOR ACTUAL

0 0,49 -

22208883

$

(22.208.883,00)

$

(22.208.883,00)

1 0,51 -

23479007

$

(23.479.007,00)

$

(23.479.007,00)

2 $

(748.962,00)

$

(3.807.989,64)

$

14.849.828,08

$

10.292.876,44

$ 8.205.418,08

3 $

(748.962,00)

$

(3.807.989,64)

$

554.325,00

$

14.849.828,08

$

10.847.201,44

$ 7.720.823,73

4 $ (748.962,00)

$ (3.807.989,64)

$ 554.325,00

$ 14.849.828,08

$ 10.847.201,44

$ 6.893.592,62

5 $

(748.962,00)

$

(3.807.989,64)

$

554.325,00

$

14.849.828,08

$

10.847.201,44

$ 6.154.993,41

6 $

(748.962,00)

$

(3.807.989,64)

$

554.325,00

$

14.849.828,08

$

10.847.201,44

$ 5.495.529,83

7 $

(748.962,00)

$

(3.807.989,64)

$

554.325,00

$

14.849.828,08

$

10.847.201,44

$ 4.906.723,06

8 $

(748.962,00)

$

(3.807.989,64)

$

554.325,00

$

14.849.828,08

$

10.847.201,44

$ 4.381.002,73

9 $

(748.962,00)

$

(3.807.989,64)

$

554.325,00

$

14.849.828,08

$

10.847.201,44

$ 3.911.609,58

10 $

(748.962,00)

$

(3.807.989,64)

$

554.325,00

$

14.849.828,08

$

10.847.201,44

$ 3.492.508,56

11 $

(748.962,00)

$

(3.807.989,64)

$

554.325,00

$

14.849.828,08

$

10.847.201,44

$ 3.118.311,21

12 $

(748.962,00)

$

(3.807.989,64)

$

554.325,00

$

14.849.828,08

$

10.847.201,44

$ 2.784.206,44

13 $

(748.962,00)

$

(3.807.989,64)

$

554.325,00

$

14.849.828,08

$

10.847.201,44

$ 2.485.898,61

14 $

(748.962,00)

$

(3.807.989,64)

$

554.325,00

$

14.849.828,08

$

10.847.201,44

$ 2.219.552,33

15 $

(748.962,00)

$

(3.807.989,64)

$

554.325,00

$

14.849.828,08

$

10.847.201,44

$ 1.981.743,15

16 $

(748.962,00)

$

(3.807.989,64)

$

554.325,00

$

14.849.828,08

$

10.847.201,44

$ 1.769.413,53

17 $

(748.962,00)

$

(3.807.989,64)

$

14.849.828,08

$

10.292.876,44

$ 1.499.099,21

18 $

(748.962,00)

$

(3.807.989,64)

$

14.849.828,08

$

10.292.876,44

$ 1.338.481,43

19 $

(748.962,00)

$

(3.807.989,64)

$

14.849.828,08

$

10.292.876,44

$ 1.195.072,71

20 $

(748.962,00)

$

(3.807.989,64)

$

14.849.828,08

$

10.292.876,44

$ 1.067.029,20

21 $ (748.962,00)

$ (3.807.989,64)

$ 14.849.828,08

$ 10.292.876,44

$ 952.704,65

22 $

(748.962,00)

$

(3.807.989,64)

$

14.849.828,08

$

10.292.876,44

$ 850.629,15

VAN $

26.736.453,19

TIR 20,92%

Tabla 25 Flujos económicos en escenario estático sin considerar la venta de energía.





106

AÑO Inversión

Desembolso capital

O&M ANUALIDADES Ingreso Venta Energía

VENTA CERs Costo evitado en generación diesel

SUBTOTAL VALOR ACTUAL

0 0,49 -22208883

$ (22.208.883,00)

$ (22.208.883,00)

1 0,51 -23479007

$ (23.479.007,00)

$ (23.479.007,00)

2 $ (748.962,00)

$ (3.807.989,64)

$ 5.438.741,00

$ 14.849.828,08 $ 15.731.617,44 $ 12.541.149,11

3 $ (748.962,00)

$ (3.807.989,64)

$ 5.438.741,00

$ 554.325,00 $ 14.849.828,08 $ 16.285.942,44 $ 11.592.012,15

4 $ (748.962,00)

$ (3.807.989,64)

$ 5.438.741,00

$ 554.325,00 $ 14.849.828,08 $ 16.285.942,44 $ 10.350.010,84

5 $ (748.962,00)

$ (3.807.989,64)

$ 5.438.741,00

$ 554.325,00 $ 14.849.828,08 $ 16.285.942,44 $ 9.241.081,11

6 $ (748.962,00)

$ (3.807.989,64)

$ 5.438.741,00

$ 554.325,00 $ 14.849.828,08 $ 16.285.942,44 $ 8.250.965,28

7 $ (748.962,00)

$ (3.807.989,64)

$ 5.438.741,00

$ 554.325,00 $ 14.849.828,08 $ 16.285.942,44 $ 7.366.933,28

8 $ (748.962,00)

$ (3.807.989,64)

$ 5.438.741,00

$ 554.325,00 $ 14.849.828,08 $ 16.285.942,44 $ 6.577.619,00

9 $ (748.962,00)

$ (3.807.989,64)

$ 5.438.741,00

$ 554.325,00 $ 14.849.828,08 $ 16.285.942,44 $ 5.872.874,11

10 $ (748.962,00)

$ (3.807.989,64)

$ 5.438.741,00

$ 554.325,00 $ 14.849.828,08 $ 16.285.942,44 $ 5.243.637,60

11 $ (748.962,00)

$ (3.807.989,64)

$ 5.438.741,00

$ 554.325,00 $ 14.849.828,08 $ 16.285.942,44 $ 4.681.819,28

12 $ (748.962,00)

$ (3.807.989,64)

$ 5.438.741,00

$ 554.325,00 $ 14.849.828,08 $ 16.285.942,44 $ 4.180.195,79

13 $ (748.962,00)

$ (3.807.989,64)

$ 5.438.741,00

$ 554.325,00 $ 14.849.828,08 $ 16.285.942,44 $ 3.732.317,67

14 $ (748.962,00)

$ (3.807.989,64)

$ 5.438.741,00

$ 554.325,00 $ 14.849.828,08 $ 16.285.942,44 $ 3.332.426,49

15 $ (748.962,00)

$ (3.807.989,64)

$ 5.438.741,00

$ 554.325,00 $ 14.849.828,08 $ 16.285.942,44 $ 2.975.380,79

16 $ (748.962,00)

$ (3.807.989,64)

$ 5.438.741,00

$ 554.325,00 $ 14.849.828,08 $ 16.285.942,44 $ 2.656.590,00

17 $ (748.962,00)

$ (3.807.989,64)

$ 5.438.741,00

$ 14.849.828,08 $ 15.731.617,44 $ 2.291.221,05

18 $ (748.962,00)

$ (3.807.989,64)

$ 5.438.741,00

$ 14.849.828,08 $ 15.731.617,44 $ 2.045.733,08

19 $ (748.962,00)

$ (3.807.989,64)

$ 5.438.741,00

$ 14.849.828,08 $ 15.731.617,44 $ 1.826.547,40

20 $ (748.962,00)

$ (3.807.989,64)

$ 5.438.741,00

$ 14.849.828,08 $ 15.731.617,44 $ 1.630.845,89

21 $ (748.962,00)

$ (3.807.989,64)

$ 5.438.741,00

$ 14.849.828,08 $ 15.731.617,44 $ 1.456.112,40

22 $ (748.962,00)

$ (3.807.989,64)

$ 5.438.741,00

$ 14.849.828,08 $ 15.731.617,44 $ 1.300.100,36

VAN $ 63.457.682,69

TIR 30,65%

Tabla 26 Flujos económicos en escenario estático considerando la venta de energía.





107

3.7 ANÁLISIS DE SOSTENIBILIDAD

Análisis del impacto ambiental y de riesgos

El proyecto eólico Villonaco se encuentra dentro de la categoría 3:

Proyectos que pueden afectar moderadamente el medio ambiente, pero cuyos

impactos ambientales negativos son fácilmente solucionables.

Mediante Oficio N° 54GGXA del 15 de marzo de 2005,ENERLOJA S.A

solicito al CONELEC la aprobación de los estudios definitivos de impacto

ambiental del proyecto Villonaco de 15MW de potencia instalada, realizados por

el empresa consultora Whistler.

3.8 INTEGRACIÓN A LA RED DEL S.I.N DE VILLONACO:

3.8.1 Estructura Operativa

Considerando la naturaleza del proyecto, el esquema de desarrollo se ha

dividido en dos partes:

a. Parques Eólico

b. Subestación y Línea de Transmisión.

El esquema permite a CELECP EP desarrollar en forma inmediata este

proyecto, dentro de un margen de riesgos técnicos aceptables, por el carácter

de las obras civiles, componentes que incorporan los riesgos técnicos del

proyecto.

Proceso de Contratación:

Tipo de ejecución

Directa(D) o Indirecta(I) Tipo de Arreglo Instituciones Involucradas

INDIRECTA CONTRATACION POR REGIMEN

ESPECIAL O CONTRATACION

INTEGRAL POR PRECIO FIJO

CELEC EP

CONTRATISTA

INDIRECTA DELEGACION DEL MEER MEER-CELEC EP

Tabla 27 Proceso de Contracción Villonaco.

Fuente:(CELECGENSUR,2013)




108 .

Figura 48 Nuevo mapa del Sistema Nacional Interconectado con GENSUR Villonaco Loja para el 2013

Fuente:(CENACE, 2012)




109

Figura 49 Diagrama Unifilar de Villonaco ya en el S.N.I a Marzo del 2013.




110

Fuente:(CENACE, 2012)

3.9 UTILIZACIÓN DEL METODOLOGÍA22

DEL CONELEC PARA EVALUAR EL

PROYECTO CASO BASE VILLONACO-LOJA-GENSUR.

Lo primero que se debe hacer para aplicar la metodología establecida

por el CONELEC es calcular la TIR, se recuerda que se esta trabajando bajo la

recopilación de datos tomados desde la CELEC EP GENSUR VILLONACO:

con un precio de remuneración (por potencia instalada) definido P1, para un

plazo de concesión inicial establecido previamente de “x” años. El resultado de

esta TIR evidenciará cual es el retorno del proyecto para el tiempo de “x” años

seleccionado. Para este análisis financiero se deberá considerar los siguientes

aspectos:

a. Estructura del capital,

b. Precios estimados de venta de la energía,

c. Vida útil de los proyectos,

d. Potencias instaladas,

e. Disponibilidades anuales estimadas

f. Costos de inversión y componente de los costos fijos de administración,

operación y mantenimiento.

g. No existe valor residual del proyecto.

Una vez que se ha encontrado la TIR del proyecto, se varia el tiempo de

concesión del proyecto, tomando en cuenta que no se debe cambiar P1 ,hasta

que TIR iguale el valor de la Tasa de descuento TD .Se recuerda que el cálculo

de la tasa de descuento, nos viene dado en la Regulación 003/11 del

CONELEC y se procede como sigue:

22 Regulación “Determinación metodología para el cálculo del plazo y de los precios referenciales de los proyectos de generación y Autogeneración” N°003/11”delegados a la iniciativa privada.




111

( )

( )

El modelo de fijación de precios de activos de capital_CAPM reflejara la

tasa de rendimiento para el capital del inversionista, y se calculara de la

siguiente manera:

( )

Los flujos financieros del costo de inversión, costo administración,

operación y mantenimiento son evaluados para el plazo determinado por el

CONELEC en función del tipo de tecnología y rango de potencia, y traídos a

valor presente aplicando la tasa de descuento calculada. Este valor se divide

para la potencia efectiva del proyecto obteniendo un precio usd/kW-mes.




112

Tabla 28 Datos de entrada a la simulación.


Ahora se obtiene un TIR con menos años y con los mismos datos para

el flujo de caja, pero con la salvedad de no cambiar el precio por la tecnología.

Notese que el precio para este ejemplo en particular la impone el rendimiento

de generación térmica diesel de 11.517 kwh/gal a un costo de 2.871 usd/gal

dando como resultado 14.851.075 de costo evitado en diesel.

Por asuntos de espacio en la redacción de la presente tesis, se adjunta




113

la misma como anexo II las tablas hechas en Excel de todos los TIR cambiando

primero el plazo de concesión para luego cambiar el precio p1, como resultado

presentamos ya los TIR con su respectivo tiempo y precio:

Tabla 29 Valores TIR arrojados por la simulación en Matlab variando plazo[años], Precio[usd/gal]del diesel.


Una vez obtenido las variaciones de las TIR% lo que hacemos ahora es

calcular el WACC23 , para ello colocamos las formulas vistas directamente en

excel como sigue :

23 WACC o Tasa de Descuento.




114

DEUDA=ANUALIDAD+O&M*20 AÑOS $ 94.525.160,83

RE=COSTO CAPITAL ACCIONARIO % 16,96%

D=CAPITAL FINANCIERO $ 35.670.618,00

V=TOTAL DE LA INVERSION $ 45.687.890,00

RD=TASA DE INTERES PRESTAMO 5%

T=IMPUESTO 0%

E=CAPITAL INVERSIONISTAS(MUNICIPIO+MEER) $ 10.017.272,00

%LR=TASA LIBRE DE RIESGO 0,025

B=RIESGO SISTEMATICO NO DIVERSIFICABLE 0,85

%I=RENTABILIDAD ESPERADA DE LA INDUSTRIA 0,12

PRM=PRIMA DE RIESGO ASOCIADO AL MERCADO INTERNO

0,06

TASA DESCUENTO 7,6212%

Tabla 30 Calculo de la Tasa de Descuento o WACC.


Cabe recalcar que la SENPLADES24 asigna para realizar cualquier

análisis una Tasa de descuento del 12%.Para sacar los Valores actuales en los

flujos de caja que se trabajó con tasa de descuento igual a la de 12% y para

trabajar según la metodología propuesta por el CONELEC, que decía iguale

hasta coincidir con la TD esta última se tomó por el valor calculado de 7,6212%.

Del proceso iterativo de ir sacando las TIR, para luego ir variando el

plazo de concesión para así variar primero el precio P1,resultaron las siguientes

graficas tanto en Excel como en Matlab .Adicional se utilizaron 12 precios por

ello se tiene 12 graficas.

24 Secretaria Nacional Desarrollo y Planificación del Ecuador




115

Figura 50 Simulación de 12 graficas TIR de Villonaco aplicando la regulación 003/11 variando el Plazo y luego el Precio[usd/gal]del diesel en EXCEL

Fuente:( Elaboración Propia)

Figura 51 Simulación de 12 graficas TIR de Villonaco aplicando la regulación 003/11 variando el Plazo y luego el Precio[usd/gal]del diesel con intersección de la gráfica TD Tasa Descuento Calculada.

Fuente: (Elaboración Propia).

-0,8

-0,6

-0,4

-0,2

0

0,2

0,4

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

TIR

[%

]

TIEMPO EN AÑOS

CURVA TIR% VS PLAZO

TIR1

TIR2

TIR3

TIR4

TIR5

TIR6

TIR8

TIR9

TIR10

TIR11

TIR12




116

El paso que a continuación viene es de trazar la línea de TD25 sobre las

gráficas del TIR%; encontrar las intersecciones de las dos graficas (x, y) que

servirán como puntos para la curva precio, plazo. Para ello dejamos Excel y

trabajamos solo en el entorno Matlab. Lo que primero que se hace es traer los

datos calculados desde Excel a Matlab; se guarda en variables. Cabe

mencionar que junto a las gráficas de los 12 TIR también ya está el TD desde

Excel.

El segundo paso es encontrar los puntos (x, y) resultados de la

intersección de las curvas TD y TIR, AÑOS. Para lograrlo se usa la regresión

de tipo polinomio de grado ¨n¨. Una breve introducción de estos os ayudara de

mucho:

EL COMANDO “POLYFIT”

Se calcula los coeficientes de un polinomio de grado “n” que ajustan,

mediante mínimos cuadrados, a una serie de datos. El formato de este

comando se resume, así:

yy = polyfit (x, y, orden)

x : abscisa de los puntos a interpolar, expresada como vector fila.

y : ordenada de los puntos a interpolar, expresada como vector fila.

Orden: indica el orden del polinomio que se utilizará en el ajuste.

Además, se usa el comando polyval para calcular el valor de un polinomio para

un dado valor de x, según la forma:

y = polyval ( p , x )

Dónde: ¨p¨ es el polinomio, ingresado como vector fila y ¨x¨ es el valor de la

incógnita cuya imagen se desea calcular.

25 Tasa de descuento.




117

Ejemplo:

>> t = [1 2 3 4 5];

>> m = [3 5 7 5 6];

>> p = polyfit (t, m, 2);

>> f = polyval (p, x);

>> plot (t, m, 'o', x, f)

Figura 52 Ejemplo de una Regresión tipo polinómica de grado 2 con MATLAB.

Fuente:( Propia)

Lo que se hizo en la figura anterior es ajustar una curva de vectores [x, y]

a una función como se aprecia en la gráfica, se afina muy bien la línea roja

hacia los datos orígenes en azul.

Se realiza el mismo trabajo, pero para cada una de las 12 gráficas TIR.

En la que se obtendrá una curva.




118

Figura 53 Ajuste por regresión polinomial de grado 6 a los puntos de una gráfica TIR de Villonaco


Figura 54 Visualización tanto de la gráfica por regresión Vs la Grafica Original TIR en Villonaco

Fuente :(Elaboración Propia)

Este proceso se repite para cada una de las gráficas TIR, de esta

manera, se obtiene 12 interpolaciones .El objetivo es obtener esta gráfica para




119

luego hacerle interceptar con la línea horizontal Td; de esta manera sacaremos

los puntos por cada grafica de intersección.

La manera fácil seria, una vez graficado irle viendo el punto que se haya

intersectado y anotar, pero que sucede si queremos evaluar con 1000 precios

diferentes; a mano sería demasiado demoroso tanto tedioso. Por ello

usaremos ya comandos preestablecidos en Matlab y empezaremos a

programar bucles como For para poder hacer iteraciones desde 1 a 1000

precios. La programación se dejara en ANEXOS IV para no interrumpir la idea.

Obtendremos los resultados directamente de la consola de Matlab pero antes

graficaremos con los puntos (coordenadas) que nos ha hallado el programa

llamándole a esta gráfica, curva precios plazo Villonaco:

>>minima_variacion =

0.5912%

>>El precio de mínima variación es

2.8700usd/gal




120

Figura 55 Curva que deberíamos obtener siguiendo la metodología del Modelo del CONELEC para Precios –Plazo Fuente:( CONELEC, 2010).

Figura 56 Curva Obtenida una vez que el precio-plazo simulada en Matlab acorde a la Regulación 003/11


En conclusión; aplicando la metodología I de la regulación 003/1126 del

CONELEC, al proyecto eólico Villonaco, se tiene que para un escenario de

normal rentabilidad, el precio del diesel debería estar en 2,87usd/gal para el

análisis del flujo de caja del proyecto. Existe un precio del galón normalmente

de 2,879 usd/gal en el mercado nacional subsidiado para la generación de las

Terminas. En consecuencia el proyecto está acorde a la realidad nacional.

26 Diríjase a la página 8 de la Regulación 003/11 para detalles de la variación de la TIR con el tiempo.




121

CAPITULO IV

CREACIÓN Y APLICACIÓN DE LA PROPUESTA REMUNERATIVA A LOS

GENERADORES EÓLICOS EN ECUADOR EN FUNCIÓN DE UN ANÁLISIS

DE SENSIBILIDAD ITERATIVO.




122

IV CREACIÓN Y APLICACIÓN DE LA PROPUESTA REMUNERATIVA A

LOS GENERADORES EÓLICOS EN ECUADOR EN FUNCIÓN DE UN

ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD ITERATIVO.

Para promover el uso de la generación Eólica en Ecuador se ha creado

Tres Escenarios de remuneración económica (Tarifa Regulada-Mercado Libre-

Energía +Cers) .Basados en el siguiente flujo de trabajo que ha sido elaborado

luego de analizar las regulaciones ,metodologías ,reglamentos que ligan al

Ecuador hacia la generación no convencional como la Eólica .La propuesta

tendrá la capacidad de avanzar a diagnosticar los precios y plazos de

concesión recomendables dentro del entorno Ecuatoriano , además contara

con un Simulador Económico que ante cualquier inversión que se esté llevando

a cabo, según el porcentaje de financiamiento propio versus externo , el factor

de planta involucrado con el capítulo II , donde obtiene la cantidad de energía,

Tasa de Descuento como base mínima rentabilidad SENPLADES del Capítulo

III usando la metodología de la regulación 003/11,el tiempo de pago de la

deuda en años, el tiempo de amortización, y la inflación del Ecuador vinculada

al banco central definido al cierre de diciembre de 2012.En consecuencia; la

propuesta servirá de guía para la que instituciones como el CONELEC

,CENACE, MEER tengan la posibilidad de estudiar más allá de la parte técnica,

sino también permitan analizar las condiciones que permitirían que la energía

eólica sea atractiva para su promoción e implantación en el Ecuador.

El simulador económico al que se refiere en párrafos anteriores contara

con la posibilidad de realizar análisis Técnicos-Financieros de 30 curvas de

Potencia de diferentes Marcas Mundiales de Comercio eólico ; siendo el viento

y los indicadores TIR,VAN los insumos de análisis respectivamente.




123

Figura 57 Flujo grama de Trabajo para analizar la creación de la Propuesta Remunerativa a la Generación Eólica

Fuente (Elaboración Propia).

PROPUESTA REMUNERATIVA HACIA GENERACION EOLICA

DATOS DE VIENTO

ANALISIS ESTADISTICO:MEDIA DESVIACION

MODELO SERIES DE VIENTO

DETERMINACION POT[MW]WEIBULL.

CALCULO FACTOR PLANTA

CALCULAR ENERGIA GWH-AÑO

ESTUDIOS PRELIMINARES:INVERSION

PARAMETROS DEL PROYECTO

PARAEMTROS DEL PARQUE

DATOS VIENTO-PRODUCCION

CALCULO PUP:FUNCION %CO&M

VARIACION PRECIO PUP

ELECCION TARIFA PROPUESTA

TARIFA REGULADA

MERCADO LIBRR SPOT

ENERGIA + CERS

ANALISIS DE SENIBILIDAD COMO INDICADOR DE LA PROPUESTA.

HALLAR TIR VARIANDO TIEMPO CONCESION

IGUALAR TIR AL TD PARA OBTNER INTERSECCION PRECIO-TIEMPO

GRAFICAR PRECIOS VS TIEMPO.

DELTA PRECIO MINIMO DELTA TIEMPO




124

Una vez visto la propuesta, el lector podrá focalizar la idea a donde se

apunta con el presente trabajo. Como se vio en el capítulo 1 y 3, el CONELEC

dispone de una referencia de los precios de generación, y plazos de concesión.

Pero no se ha realizado un mapeo de los precios y plazos a la realidad

ecuatoriana, no por falta de interés, sino más bien por la no existencia de un

proyecto operando en Ecuador Continental. No así con fecha del 30 de Mayo

del 2013 entró comercialmente a operar el Parque eólico Villonaco en la

Ciudad de Loja.

La Propuesta Remunerativa Económica para la generación eólica,

primero se basa de un caso como es Villonaco, al cual se van a realizar la

aplicación de lo que manda la actual Regulación 004/11 y la Regulación

003/11;para una vez obtenidos los resultados que es el trabajo de este capítulo;

modificar los parámetros del proyecto como se observa en la Tasa de interés,

Factor de Planta, Cantidad de Energía, Porcentaje de Financiamiento, Tasa de

Descuento, Valor de las anualidades, Valor de Concesión.

Se comienza este capítulo indicando al lector el funcionamiento de la

programación hecha en Excel y Matlab, que ha servido de herramienta para

primero obtener los precios en USD/KWh de energía, luego costos O&M en

USD/KWh y finalmente crear un indicador para medir la propuesta; dado que en

palabras y cálculos se pudieran hablar mucho, pero no se podría medir, no

obstante un indicador tipo análisis de sensibilidad ayudara a afirmar las

hipótesis propuestas.

A continuación; Pantalla de ingreso al Simulador de Análisis de Técnico-

Financiero para parques eólicos del ecuador.




125

GENERACION EÓLICA DEL

ECUADOR

SIMULADOR TECNICO-ECONÓMICO

Parámetros Valor inicial

Parámetros generales

Tasa interés 5,0%

Inflación 4,00%

Parámetros del Proyecto

Tasa de Descuento(Tasa mínima rentabilidad SENPLADES) 12,00%

Inversión

Inversión total (USD) 45.687.890

Propia (%) 22%

USD 10.028.492

Externa (%) 78%

USD 35.659.398

Período devolución de la deuda (años) 20

Período de amortización (depreciación)(años) 20 Tabla 31 Pantalla de Bienvenida para Análisis de Viabilidad Económica

Fuente:( Creación: propia)

Se ingresa la Tasa de Interés ; esta estará definida por los prestamistas

del proyecto; adicional en el caso base ;existen dos tasa de interés una del 5%

anual que está financiado por el EXIMBANK de CHINA quienes además

adelantando ya en el capítulo, es la empresa GOLDWIND International

Holdings Limited 27 .Luego existe una celda para Inflación; esta para el

presente proyecto se ha tomado del Banco Central Ecuador del

4,16%;siguiente celda Tasa de descuento; tomada como referencial y es la

Tasa de descuento mínima exigida por la SENPLADES del 12%; Porcentaje

Inversión propia, según información proporcionada es del 22% ; Porcentaje 27 Garth Heron Director,Business Development




126

Inversión Extranjera, según información proporcionada es del 78% ;Periodo de

devolución de la deuda fijamos como referencial 16 años; Periodo depreciación

referencial 16 años.

La siguiente ventana hace referencia a parámetros del parque y por

cuestiones de espacio esta será presentada junto con todas las pestañas de

Excel en ANEXOS IV; aquí hace referencia a la marca de aerogenerador, hay

que mencionar al lector que se ha conseguido en archivos .xlsx 21 Marcas de

Aerogeneradores en lo que respecta a curvas de Potencia versus viento y

Tablas de generación.

Cuando se analiza el anteproyecto para este trabajo de Tesis, no se

quiso dejar solo en cálculos y se decidió trabajar de manera estándar en los

modelos matemáticos y estadísticos del viento, así que la siguiente pestaña

lleva el nombre de Datos del viento. En él se trabaja sobre la media aritmética

de los datos del viento, la desviación estándar, los coeficientes de forma y de

amplitud de la distribución probabilística de Weibull para llagar a determinar la

Densidad de potencia por m2 .

La cuarta pestaña hace referencia a la producción del parque; esta

pestaña es importante, dado que la central eólica se apoya básicamente en

esta curva de producción he aquí un error en el cálculo de esta curva incidirá

directamente en la cantidad de dólares por hora que la central dejaría de

percibir; un sobre dimensionamiento de la central hará que los aerogeneradores

se tengan que parar ,ya sea por motivos de mucho viento dado que los

aerogeneradores entraría en velocidad de corte obligándoles a detenerse y dos

,un excesivo esfuerzo electromecánico reduce la vida útil, llevando a tener

indisponible 1200000 por aerogenerador por estar parado.

La quinta pestaña es llamada Ingresos; esta pestaña constituye el




127

espíritu de la propuesta remunerativa, se tiene la posibilidad de ver la cantidad

de energía a suministrar a la red eléctrica; así como la Tarifa media de

Remuneración TMR; la cual es ingresado desde otro libro de Excel llamado

variación de Sensibilidad que albergara el precio de la energía calculado en el

caso Villonaco; hay que recordar al lector que el programa se realizó con

variables de entradas de datos no está calculado con datos fijos.

DATOS TÉCNICOS INSTALACIÓN

Producción bruta (MWh/año) 59.565 MWh/año Producción a la red (MWh/año) 58.969 MWh/año

Valor electricidad

TMR 9,31 USD/MWh Precio Marginal CENACE 2012 pool 5,1 cUSD/KWh

Precio referencial de venta CERs 12,924 USD/CERs

Figura 58 Hoja de Cálculo Ingresos


Dentro de la misma pestaña Ingresos tendremos que seleccionar el tipo

de Modo de Tarifación para nuestra proyecto existe: Tarifa Regulada, Energía

+Cers, Mercado Spot. Inmediatamente el programa ya estará calculando los

ingresos para por energía para los Tres escenarios.

INGRESO SEGÚN TIPO DE TARIFA

TIPO DE TARIFA MERCADO LIBRE

AÑO 0 1 2

Ingresos totales + inflación 6.338.929 6.592.486

Figura 59 Ingreso de la Tarifa Propuesta.

Fuente:(Elaboración, Propia)

Dentro de la pestaña ingresos existe las celdas en las cuales todo el tiempo

están calculando los precios de Tarifa Regulada. Mercado Libre, Energía Cers.

Aquí un menú

desplegable mostrara los precios calculados

para Energía Eólica

Un menú desplegable mostrara los 3 tipos de Tarifa Remunera: Tarifa Regulada

Mercado Libre

Energia+Cers

Muestra los ingresos que según tipo de tarifa seleccionada Tendrá la Central agregando la

inflación anual




128

Tabla 32 Calculo de la Tarifa Regulada.

Fuente:(elaboración Propia)

INGRESO POR TARIFA REGULADA Retribución=%TMR+/-Reactiva-Desvíos

AÑO 0 1 2 3 4

TMR + inflación

152,57 158,67 165,02 171,62

% TMR(TARIFA MEDIA DE REFERECIA) 97% 97% 97% 97%

Total Ingresos + inflación 8.726.921 9.075.998 9.439.038 9.816.599

Por ultimo dentro de la misma pestaña Ingresos estarán actualizándose

los cálculos de precios para cuatro análisis 1: directamente tomando el valor del

CONELEC Regulación 004/11 de 91,3/MWh..Segundo Caso: Villonaco

calculado al 2% de la inversión dentro de los Costos Operación y

Mantenimiento (Manteniendo Fijo Costo KW-instalado $2535 ) Tercer

Caso:Villonaco calculado al 3% de la inversión dentro de Costos de Operación

y Mantenimiento(Manteniendo Fijo Costo KW-instalado $2535 ) Cuarto Caso:

Huascachaca calculado al 2% CostoO&M (Manteniendo Fijo Costo KW-

instalado $2535 ).

Tabla 33 Calculo de P.U.P para cuatro casos en Ecuador.

Fuente: (Elaboración Propia)

FUENTE PRECIO INSTITUCION LEGISLAMENTO

CONELEC USD/MWH 91,3 Regulación 004/11

CALCULADO 1 USD/MWH 79,36557424 VILLONACO AL 2% O&M ANALISIS1

CALCULADO 2 USD/MWH 89,52380394 VILLONACO AL 3% O&M ANALISIS2

CALCULADO 3 USD/MWH 108,2130772 HUASCACHACA ANALISIS3

CALCULADO 4 USD/MWH 146,7 SAN CRISTOBAL

ANALISIS4 ANALISIS4

Calculo

=TMR*INFLACION+TMR Calculo=IngresonAnterior*INF

LACION+ IngresonAnterior

Porcentaje Basado a la Sensibilidad del Retorno de la

Inversion.

Fuente: De donde sale el resultado si esta normado (CONLEC) o calculado

Valor Calculado según datos Introducidos en el

programa Sensibilidad

Institución que brinda los datos.

Legisla miento que

ampara al Cálculo.




129

La siguiente pestaña es ”COSTES” se encuentra dividido en dos secciones; la

primera sección es la que mandará en los resultados; aquí el usuario deberá

ingresar El costo USD/MWh de O&M; este valor se podrá cambiar acorde a las

necesidades del proyecto; Un valor por seguro por Torre28;un valor por alquiler

de Terrenos ;y un valor de gastos administrativos que debe ser introducido en

porcentaje del valor anual de facturación de la energía.29

Tabla 34 Ingreso de costes para el parque Eólico.


COSTOS HIPOTESIS

Operación y mantenimiento PRONOSTICADO USD/MWh <año 10

6

USD/MWh >10 7

Seguros 900 USD/Torre 900

Alquiler de terrenos 0 USD/MW Instalados Año

2250

Gastos administrativos 0,5% Facturación anual 0,5%

Se comienza con la segunda sección dentro de Costes; una columna

aparecerá con los campos que contienen los gastos proporcionados por

CELEC EP GENSUR en cuanto a Villonaco se refiere; las columnas a la

derecha en cambio harán los cálculos que ingresos en la sección 1 darán

valores a las celdas inferiores.

Tabla 35 Ingresos de los Costes de Ejecución de la Obra.

Fuente:(Elaboración Propia con Datos Villonaco,2013)

Costes de Ejecución 1 2 3 Obras Civiles preliminares-Vías de Acceso-Conformación Plataformas

$ 54.545,45

$ 900.000,00

28 Para Villonaco; este tiene un seguro por tres años gratis dentro del contrato. 29 Estos rubros están acordes a los mercados eólicos de Chile, Paraguay, Argentina y España.

Columna de Hipótesis

para Costos de O&M

Columna de Valores a Excepción de Pronosticado que debe escribirse para traer el valor calculado desde

otra hoja Excel

Valores Traídos des otras hojas de Excel y valores colocados directamente por el usuario.




130

Costes obras civiles -Construcción cimentaciones

$ 472.727,27

$ 7.800.000,00

Costes Construcción de S/E Colectora, y Linea Transmisión

$ 333.333,33

$ 5.500.000,00

Costes por servicio de Transporte y Montaje de Equipos

$ 266.666,67

$ 4.400.000,00

Precio de la turbina $ 961.818,18

$ 15.870.000,00

Puesta en servicio y Pruebas de Verificación

$ 103.939,39

$ 1.715.000,00

Obras civiles complementarias

$ 322.121,21

$ 5.315.000,00

Adquisición de Terrenos $ 12.121,21

$ 200.000,00

Fiscalización del Proyecto $ 56.363,64

$ 930.000,00

Gestión Ambiental $ 9.090,91

$ 150.000,00

Dirección del Proyecto $ 53.696,97

$ 886.000,00

Plan de Desarrollo integral de las comunidades de la zona de intervención

$ 54.417,58

$ 897.890,00

Subtotal ejecución $ 43.666.000,00

Costes de Operación Alquiler terreno

- -

-

Costes de Operación y mantenimiento

350.242

350.242

350.242

Seguro por torre -

-

-

Costos desmantelamiento

Total costos fijos 350.242

350.242

350.242

Total costos fijos+inflación $ 45.687.890,00

$ 364.251,48

378.821,54

393.974,41

COSTOS ADMINISTRATIVOS Gastos administración $

43.193,85 $ 44.921,61

$ 46.718,47

TOTAL COSTOS $ 45.687.890,00

$ 407.445,34

$ 423.743,15

$ 440.692,88

Campos Acordes

a los gastos

presentados por

la empresa

CELECEP-GENSUR

Valor unitario

por potencia

instalada

USD/KW

Subtotal en

USD/KW

Costos al año 1,2 3




131

La siguiente pestaña “CASH FLOW”, es la que económicamente obtiene

los resultados finales de un flujo de caja acorde a las tributaciones e impuestos

que la ley del Régimen Tributario del Ecuador ordena. La explicación viene

detallada en la misma celda (GUIA) de la pestaña debido a que cada valor

resulta de la suma o resta de celdas conjuntas. Cabe resaltar que en el campo

impuestos a la renta existe un submenú que contiene en porcentaje valores

desde 0% al 25%; esto con el afán de sensibilizar el valor del impuesto a los

resultados finales.

Tabla 36 Hoja de CASH FLOW o Flujo de Caja , la más importante para calcular el VAN Y TIR.

Fuente(Elaboracion Propia)

GUIA AÑO 0 1 2 3

1 Ingresos 8.638.770 8.984.321 9.343.694

2 Costes 953.823 991.975 1.031.654

3=1-2 BENEFICIO BRUTO 7.684.948 7.992.346 8.312.040

4 Amortización -2.855.493 -2.855.493 -2.855.493

5 Subvenciones 0 0 0

6=3-4+5 Beneficio Antes Interés e Impuestos 4.829.455 5.136.853 5.456.546

7 Intereses 1.782.970 1.671.534 1.560.099

8=6-7 BAT 3.046.485 3.465.318 3.896.448

9 Impuestos 25% 761.621 866.330 974.112

10=8-9 BENEFICIO NETO 2.284.864 2.598.989 2.922.336

11 Amortización(Depreciación) 2.855.493 2.855.493 2.855.493

12 Valor residual

13 Desembolso(Por deuda externa) 10.028.492 2.228.712 2.228.712 2.228.712

14=10+11+12-13 CASH-FLOW -10.028.492 2.911.644 3.225.769 3.549.117

En la misma pestaña, se ha elaborado una sección de análisis

económico desarrollando el VAN30, TIR31 .Para el VAN se descontó los flujos a

una Tasa Td igual al dato que el usuario haya ingresado en la pestaña

parámetros del Proyecto en conjunto con los valores del CASH FLOW y para el

TIR se analiza directamente solo con los valores de la pestaña CASH FLOW.

30 Valor actual neto de una inversión futura traída al presente a una tasa de descuento TD 31 Tasa interna de retorno, es el porcentaje al cual el valor VAN se hace cero.

Guía para ver

forma cálculos

Campos de un Flujo de Caja

estandar en Ecuador

Desembolso propio inicial Flujo de Caja Total al año .1,

2, 3




132

Tabla 37 Resultados del Análisis Económico-Financiero, utilizando datos de Villonaco con un solo tipo de Tarifa


ANALISIS ECONOMICO

TIR VAN (USD)

38,20% $ 24.944.606,87

Dentro de la misma pestaña CASH FLOW.se encuentra el cálculo del

Periodo Retorno de la inversión: este se basa en el retorno del monto inversión

que se introdujo en la pestaña Parámetros de Proyecto y nos devuelve el

número de años en el cual nuestra deuda estará cubierta completamente.

Tabla 38 Calculo del P.R.I en la misma hoja de CASH FLOW.

Fuente :(Elaboración Propia)

PRI=PERIODO RETORNO

INVERSION 9

9.687.446

338.826

11.646.745

0,029092

SE RECUPERA LA INVERSION EN

[AÑOS] 9,02909

A continuación la pestaña CURVA DE POTENCIA; tiene la misión de

obtener las Curvas de Potencia, entendiendo como aquella grafica que nos

indica la cantidad de potencia [W] a generar en función del viento de entrada.

Cada curva ha sido diseñada por las Marcas Mundiales de Energía Eólica y

llevada a un formato de Excel por el Laboratorio Idaho National Laboratory.

La inversión se interpreta que

se recupera a una tasa del

38,20% del monto inicial

La sumatoria de los flujos futuros

(Ingresos) son traídos al presente y

resultan un valor de positivo en dólares

de 24 millones

La inversión se interpreta que

se recuperara en 9años con 7

días.




133

Figura 60: Curva de Potencia de Generación Eólica de Siemen para la hoja de producción en Excel

Fuente:( Idaho National Laboratory,2009)

Wind Speed m/s

SWT-2.3 82VS Power Output kw

SWT-2.3 93 Power Output kw

SWT-3.6 107 Power Output kw

0 0 0 0

1 0 0 0

2 0 0 0

3 0 0 0

4 42 98 80

5 136 210 238

6 276 376 474

7 470 608 802

8 727 914 1.234,00

9 1.043,00 1.312,00 1.773,00

10 1.394,00 1.784,00 2.379,00

11 1.738,00 2.164,00 2.948,00

12 2.015,00 2.284,00 3.334,00

13 2.183,00 2.299,00 3.515,00

14 2.260,00 2.300,00 3.577,00

15 2.288,00 2.300,00 3.594,00

16 2.297,00 2.300,00 3.599,00

17 2.299,00 2.300,00 3.600,00

18 2.300,00 2.300,00 3.600,00

19 2.300,00 2.300,00 3.600,00

20 2.300,00 2.300,00 3.600,00

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

Siemens Power Curves

SWT-2.3 82VS PowerOutputkw

SWT-2.3 93 PowerOutputkw

SWT-3.6 107 PowerOutputkw




134

21 2.300,00 2.300,00 3.600,00

22 2.300,00 2.300,00 3.600,00

23 2.300,00 2.300,00 3.600,00

24 2.300,00 2.300,00 3.600,00

25 2.300,00 2.300,00 3.600,00

Tabla 39: Tabla de Viento y Generación W de Generadores Siemen.

Fuente:( Idaho National Laboratory,2009)

4.1 RESULTADOS EN FUNCIÓN DE INDICADORES PARA LA PROPUESTA

PLANTEADA

Los indicadores de eficiencia y efectividad tiene el trabajo de dar al

investigador una garantía a su hipótesis. En este trabajo de tesis se ha

realizado los indicadores como “Análisis de sensibilidad a la propuesta variando

diferentes parámetros y obtenido un van y un Tir por cada iteración”.

Las gráficas que a continuación veremos, han sido creadas bajo el

principio de medir cuantitativa y cualitativamente, que parámetros pesan más

que otros en un Análisis Remunerativo a la Generación Eólica en Ecuador

Continental.

Para todos los casos que a continuación se presenta, se han tomado un

solo Escenario de Remuneración: Tipo: Energía + Cers; no obstante los demás

casos serán presentados en los Anexos correspondientes a “Sensibilidad de

Escenarios Remunerativos”

4.1.1 Sensibilidad a la Variación del porcentaje de Financiamiento propio/externo

versus el TIR, VAN del proyecto Villonaco teniendo como remuneración Venta

Energía más Cers.

INGRESOS=VENTA ENERGIA + CERs

Propio/Externo TIR VAN

5/95 65,24% $ 26.509.119,76




135

10/90 45,45% $ 25.709.060,52

20/80 32,24% $ 24.108.942,04

21,95/78,05 30,83% $ 23.796.918,94

30/70 26,56% $ 22.508.823,56

50/50 20,91% $ 19.308.586,60

80/20 16,84% $ 14.508.231,16

100/0 15,22% $ 11.307.994,20

Tabla 40 Ingreso = Venta Energía +CERS.


Figura 61 Variación Financiamiento VS TIR Y VAN .

Fuente:( elaboración Propia)

Interpretación: La grafica en color Rojo indica la variabilidad del VAN al

cambiar el % de financiamiento, como la de color azul la del TIR. La gráfica nos

muestra que a medida que el porcentaje propio32 aumente, los VAN tienden a

disminuir Traducido de otra manera No nos conviene a nosotros invertir mucho

dinero porque el retorno del dinero y el valor actual de estos son menores

comparado a pedir todo el dinero entidades internacionales.

4.1.2 Sensibilidad al Interés anual de préstamo.

Interés anual TIR VAN

3,0% 34,66% $ 26.847.904,58

5,0% 30,83% $

32 Es decir, EL MEER Y Municipio de Loja acrediten más valor a la partida presupuestaria de

inversiones.

$ -

$ 5.000.000,00

$ 10.000.000,00

$ 15.000.000,00

$ 20.000.000,00

$ 25.000.000,00

$ 30.000.000,00

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

5/95 10/90 20/80 21,95/78,05 30/70 50/50 80/20 100/0

VA

N (

USD

)

TIR

Propio/externo

VARIACIÓN FINANCIAMIENTO PROPIO V/S TIR Y VAN

TIR VAN




136

23.796.918,94

7,0% 27,36% $ 20.745.933,30

10,0% 22,84% $

16.169.454,83

12% 20,24% $ 13.118.469,19

Tabla 41 Sensibilidad al Interés con Tarifa Energía+Cers


Figura 62 Variación del Interés Anual


Interpretación: Conseguir un préstamo a una cantidad alta no hará más

que nuestra inversión traída al presente baje y % de retorno también

disminuya.

4.1.3 Sensibilidad al pago de la deuda [años]

Pago deuda

(años)

TIR VAN

4 18,99% $ 16.635.914,92

6 20,90% $

18.276.442,56

10 25,16% $ 20.937.766,66

12 27,25% $

22.018.668,86

16 30,83% $

23.796.918,94

$ -

$ 5.000.000,00

$ 10.000.000,00

$ 15.000.000,00

$ 20.000.000,00

$ 25.000.000,00

$ 30.000.000,00

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

3,0% 5,0% 7,0% 10,0% 12%

VA

N (

USD

)

TIR

Interés anual

VARIACIÓN DEL INTERÉS ANUAL V/S TIR Y VAN

TIR VAN




137

20 33,48% $ 25.178.407,26

Tabla 42 Sensibilidad al pago de la deuda en años


Figura 63 : Variación del Plazo de la Deuda


Interpretación: Sin duda alguna nos conviene tener una mayor cantidad

de años para que podamos pagar nuestra deuda con los prestamistas.

Claramente se tiene bien acertado que a mayor cantidad de años mejor

remuneración económica existirá. Pero se trata de buscar un valor optimo;

Tomando un caso base Villonaco que trabaja a un FP del 43% solo necesita 16

años para retornar la deuda.

4.1.4 Sensibilidad a la Tasa de descuento TD

Tasa de descuento

VAN

4% $ 66.967.115,54

6% $ 51.299.003,52

8% $ 39.558.067,74

10% $ 30.646.551,05

12% $ 23.796.918,94

$ -

$ 5.000.000,00

$ 10.000.000,00

$ 15.000.000,00

$ 20.000.000,00

$ 25.000.000,00

$ 30.000.000,00

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

4 6 10 12 16 20

VA

N (

USD

)

TIR

Años

VARIACIÓN PLAZO DE PAGO DEUDA V/S TIR Y VAN VILLONACO

TIR VAN




138

14% $ 18.466.813,28

Tabla 43 Sensibilidad a la Tasa de descuento


Figura 64 Variación TD vs VAN


Interpretación: La primera característica que el lector puede observar

no aparece el TIR; pues lo que buscamos en el eje de las x es un porcentaje

como el TIR; a mayor tasa de descuento TD nuestra inversión en el presente

resulta ser muy baja.

4.1.5 Sensibilidad a años de Amortización:

Tabla 44 Sensibilidad a años de depreciación


0

20.000.000

40.000.000

60.000.000

80.000.000

4% 6% 8% 10% 12% 14%

VA

N (

USD

)

Tasa Descuento

VARIACIÓN DE LA TASA DE DESCUENTO VS VAN

V…

Años amortización

TIR VAN

8 32,28% $ 24.557.954,70

12 31,36% $ 24.127.202,84

16 30,83% $ 23.796.918,94

20 30,48% $ 23.540.327,72




139

Figura 65 Variación de la amortización vs TIR y VAN


Interpretación: Si se evalúa el proyecto por años cercanos a los 20

perderemos valor monetario conjuntamente se estará recuperando la inversión

muy lentamente lo factible será depreciar nuestros aerogeneradores para

alrededor de 15 años.

Sensibilidad a la Inflación:

Inflación TIR VAN

1 23,78% $ 11.811.869,32

2,5 27,20% $ 17.025.692,91

4 30,48% $ 23.092.868,92

6 34,69% $ 32.798.248,99

8 38,77% $ 44.800.237,49

Tabla 45 Sensibilidad a la inflación.


$ 23.000.000,00 $ 23.200.000,00 $ 23.400.000,00 $ 23.600.000,00 $ 23.800.000,00 $ 24.000.000,00 $ 24.200.000,00 $ 24.400.000,00 $ 24.600.000,00 $ 24.800.000,00

30%

30%

31%

31%

32%

32%

33%

8 12 16 20

VA

N (

USD

)

TIR

Años Amortizacion

VARIACIÓN PERIODO DE AMORTIZACIÓN V/S TIR Y VAN ECUADOR

TIR VAN




140

Figura 66 Variación de la Inflación TIR y Van

(Fuente Propia)

Interpretación: El Tema de la inflación va a depender en la medida en que

intervino este, en nuestros cálculos. Para el caso puntual se introdujo la

inflación en los ingresos como también en los costes.

El barrido de sensibilidad para los Tres Escenarios se encuentra en ANEXOS

1. Tarifa Regulada.

2. Mercado Libre: Spot

3. Energía + Cers (Certificados de Carbono)

4.2 COMPARACIÓN DE LA METODOLOGÍA ACTUAL DE REMUNERACIÓN

DEL CONLEC FRENTE METODOLOGÍA PROPUESTA.

Para comparar la metodología actual de remuneración Eólica CONELEC

regulación 004/11, regulación 003/11; con la propuesta de la Tesis, se ha

llevado hacia una tabla de resultados, los valores obtenidos de las dos partes

.Adicional se podrá ver los déficits Tarifarios que causan la propuesta para lo

cual se ha implementado soluciones a corto mediano y largo Plazo.

$ -

$ 10.000.000,00

$ 20.000.000,00

$ 30.000.000,00

$ 40.000.000,00

$ 50.000.000,00

0%

10%

20%

30%

40%

50%

1 2,5 4 6 8

VA

N (

USD

)

TIR

Inflación

Variación de la inflación v/s TIR y VAN ECUADOR

TIR VAN




141

METODOLOGIA ACTUAL

CONELEC

(REGULACIONES)

METODOLOGIA

PROPUESTA 1 33

(CALCULADA)

METODOLOGIA

PROPUESTA 2 34

(CALCULADA)

Energía Producida GWh $ 59,55 $ 59,55 $ 59,55

Factor Planta: 41% 41% 41%

VALOR TOTAL[USD] $ 3.807.989,64 $ 3.807.989,64 $ 3.807.989,64

COSTOS NIVELADOS[USD/MWh]

$ 63,95 $ 63,95 $ 63,95

DESCRIPCION

CUOTA ANUAL INVERSION

COSTOS FIJOS $ 918.268,40 $ 1.523.195,86 $ 2.284.793,78

Costos de Producción

Costos de Operación

Costos de Mantenimiento

Gastos de administración

COSTOS FIJOS EN

[USD/MWh]

$ 15,42 $ 25,58 $ 38,37

COSTOS VARIABLES $ 0,00 $ 0,00 $ 0,00

LCOE[USD/MWh]

TOTAL[USD/MWh] $ 79,37 $ 89,52 $ 108,21

TOTAL cUSD/KWh $ 7,94 $ 8,95 $ 10,82

Tabla 46 Resultados de Metodología Actual frente a Metodología calculada en base al costo de O&M del 2 y 3 por ciento de la Inversión


Como se puede apreciar; para el caso de Villonaco se tiene un precio de

costos O&M de 15,42 USD/MWh y de energía de 7,94 cUsd/KWh resultando

sobre precio propuesto por el CONELEC del 9,31 cUsd/KWh un exceso de

1,37 cUsd/KWh. Para la propuesta I el precio resultante de evaluar el

proyecto con los mismo datos, tanto en inversión como en anualidades, lo que

difiere es el Costos O&M de 15,42USD/MWh propuesto a 25,58 USD/MWh

calculado, dando un precio final de energía de 8,95 cUsd/KWh; manteniendo

todavía un exceso de 0,18 cUsd/KWh. La segunda propuesta marca un mismo

modelo que el segundo método con la salvedad de que costo O&M es de

38,37 USD/MWh arrojando un resultado de energía de 10,82 cUsd/KWh; si lo

33 Se calculó en base a los índices de Mantenimiento que dice: El Costo O&M es el 2% del monto de la

inversión 34 Se calculó igual que la propuesta 1 pero con la salvedad de que El Costo O&M es el 3% del monto de la

inversión




142

comparamos nuevamente con el precio de la regulación vigente; ya resulta que

existe un déficit de -1,69 cUsd/KWh de energía.

Ante los diferentes resultados; es claro darse en cuenta que para el

escenario de mayor porcentaje de mantenimiento O&M 3% del monto de

inversión; el precio de la energía eólica tiene déficit .En consecuencia, el precio

afecta al indicadores globales de Mantenimiento tal cual como indica la figura

siguiente.

Figura 67 Organigrama Mundial del mantenimiento

Fuente:( AMMantenience,2011)

4.3 EL COSTO DE MANTENIMIENTO




143

Figura 68 Curva del Costo de Mantenimiento con Relación al Tiempo

Fuente:( AMMantenience, 2011)

A medida que hagamos una inversión alta en el costo de Mantenimiento

nuestra central tendrá beneficios debido a que por los años de depreciación de

la máquina y de la vida útil esta tendera a que la curva de mantenimiento

reduzca sus costos con el tiempo.

4.4 ALTERNATIVAS DE SOLUCIONES PARA CUBRIR LOS DÉFICITS

OCASIONADOS POR UN PRECIO SUPERIOR A LA REGULACION

ACTUAL 004/11.

La propuesta que acabamos de medir gracias al análisis de sensibilidad

arrojaron datos de TIR Y VAN superiores a los de la Remuneración Actual

simulados económicamente a un proyecto Base del Ecuador como Villonaco.

Bien a la hora de predecir el precio por cada Escenario de remuneración causo

un déficit tarifario que a simple vista no promociona la generación Eólica en

Ecuador ni tampoco la Incentiva.

Nosotros como autores de esta Tesis proponemos a las autoridades del




144

CONELEC analizar los rendimientos térmicos de las Centrales a Diesel .Para

ejemplo analicemos la Central Térmica Diesel CATAMAYO dentro de la misma

ciudad del Proyecto Loja.

4.4.1 Recogimiento de datos de central térmica catamayo.

El Suministro de energía al Sistema Eléctrico Regional del Sur (Loja), se

obtiene de las centrales: hidroeléctrica Ing. Carlos Mora con una potencia

instalada de 2.400 kW y termoeléctrica Catamayo con 19.735 kW de potencia

instalada, que son operadas por la Empresa, y por el aporte del Sistema

Nacional Interconectado (S.N.I.) operado por el CENACE.

4.4.2 Subestación n° 5 (catamayo)

Es de tipo instalación exterior, se ubicada junto a la central Catamayo,

con una potencia instalada de 15 MVA mediante dos transformadores trifásicos

de 10 y 5 MVA.

La central Térmica Diesel Se tienen 5 generadores conectados a las

barras de 4,16 kV con una potencia efectiva de 8 MW en 2 unidades de 1 MW y

3 de 2 MW; además se cuenta con 4 generadores conectados a la barra de

13,8 KV con una potencia efectiva de 6,2 MW en 2 unidades de 0,9 MW y 2 de

2,2 MW. La potencia efectiva de la central es de 14,2 MW.

4.4.3 Alumbrado público en Loja

El sistema de alumbrado público, está constituido por luminarias de Hg

de 125, 175, 250 y 400 W, luminarias de Na de 70, 100, 150, 250 y 400 W,

existiendo también luminarias incandescentes, fluorescente y reflectores,




145

además de semáforos para el tránsito.

La carga total instalada en alumbrado público es de 4.755 KW, en 37.609

luminarias. El sistema de alumbrado público está mayoritariamente construido

con hilo piloto.

ALUMBRADO PUBLICO

TIPO CANTIDAD POTENCIALTOTAL

MERCURIO 9327 1458,73

SODIO 24527 2844,2

ORNAMENTAL 384 41,2

MIXTA 61 10

FLUORECENTE 22 1

SEMAFORO 1282 128

REFLECTOR 264 129

TOTALES 35867 4611,97

Tabla 47: Alumbrado público en Loja

(Fuente Propia).

4.5 ANALISIS ENERGETICO DE CATAMAYO VERSUS VILLONACO

CATAMAYO 2012

CANTIDAD GALONES AÑO DIESEL 762.808,00

RENDIMIENTO KWH/GAL 13,35

ENERGIA[GWh-año] 10,18

PRECIO_D_MIN_usd/gal 0,918

PRECIO_D_MED_usd/gal 1,8675

PRECIO_D_MAX_usd/gal 2,817

COSTO DISEL USD/AÑO_MIN $ 700.257,74

COSTODISELUSD/AÑO_MED $ 1.424.543,94

COSTODISEL USD/AÑO_MAX $ 2.148.830,14

COSTO TERMICA USD/KWh al 2% O&M $ 0,221

COSTO TERMICA USD/KWh al 3%O&M $ 0,24

INGRESOS ENERGIA 2%O&M $ 2.247.559,24

INGRESOS ENERGIA 3%O&M $ 2.411.695,13 Tabla 48 Análisis energético, rendimiento, consumo de diesel de la Central Catamayo-Loja.





146

Figura 69: Ingresos por energía Villonaco vs Catamayo

(Fuente elaboración propia)

Figura 70 Gastos Ocasionados por generación Térmica

Fuente:( elaboración propia)

$ 0,00

$ 1.000.000,00

$ 2.000.000,00

$ 3.000.000,00

$ 4.000.000,00

$ 5.000.000,00

$ 6.000.000,00

$ 7.000.000,00

INGRESOS ENERGIA2%O&M

INGRESOS ENERGIA3%O&M

INGRESOS POR ENERGIA

CATAMAYO INGRESOS

VILLONACO INGRESOS

$ 0,00

$ 500.000,00

$ 1.000.000,00

$ 1.500.000,00

$ 2.000.000,00

$ 2.500.000,00

GASTOS POR DIESEL EN 2012

TERMICA CATAMAYO




147

Figura 71: Comparación Generación Electricidad

Fuente:( elaboración propia).

Figura 72 Costo KWh Generado


Si cambia de escenario; se iguala a la energía generada de Catamayo;

es decir buscar un factor de planta que iguale la generación de Villonaco con la

de Catamayo. Además se calcula los ingresos de la central Eólica, con el

precio CONELEC y con el precio Propuesto.

0

20

40

60

ENERGIAMIN[GWh-año] ENERGIA MED

[GWh-año] ENERGIA MAX[GWh-año]

GENERACION DE ELECTRICIDAD

CATAMAYO

VILLONACO

Villonaco

CATAMAYO

-

0,05

0,10

0,15

0,20

0,25

COSTO USD/KWh al 2% O&MCOSTO USD/KWh al 3%O&M

Costo del KWh Generado

Villonaco

CATAMAYO




148

Figura 73: 11,18GWh en Villonaco con precio Propuesto


Figura 74: 11,18GWh en Villonaco con precio Regulación 004/11


En conclusión; en un escenario muy pesimista que luego de haber

$ 0,00

$ 500.000,00

$ 1.000.000,00

$ 1.500.000,00

$ 2.000.000,00

$ 2.500.000,00

PROPUESTA[0,21KWh]

11,18 GWh-año Generados a base de Villonaco

Deficits

Ingresos $ de Energia

COSTO DIESEL

SALDO 1

Ingreso Cers

Saldo Final

-$ 1.500.000,00

-$ 1.000.000,00

-$ 500.000,00

$ 0,00

$ 500.000,00

$ 1.000.000,00

$ 1.500.000,00

$ 2.000.000,00

$ 2.500.000,00

$ 3.000.000,00

PRECIO CONELEC

11,18 GWh-año Generados en Villonaco con precio CONELEC

Ingresos Energia $

Deficits 1

Costo Diesel

Deficit 2

Ingreso Cers

Saldo Final




149

invertido en el Generador eólico 45.680.890 dólares , no produzca la suficiente

energía al año estimada, y se encontrase como en el ejemplo una generación

pésima igual al del generador Térmico Catamayo. Resulta que los ingresos con

nuestra propuesta $2384300 dólares son superiores a los de Catamayo de

$2.247.559 dólares; inclusive generando en el peor de los casos con un factor

de planta del 8,8% es decir trabajando solo 771 horas al año.

Energía min Energía media Energía max

28,908 43,362 59,2614

PRECIO 2% O&M 0,184419036 0,122946024 0,089960505

PRECIO 3% O&M $ 0,2108 0,140509742 0,102812006

Ingresos 2% O&M $ 5.331.185,50 $ 5.331.185,50 $ 5.331.185,50

Ingresos 3% O&M $ 6.092.783,42 $ 6.092.783,42 $ 6.092.783,42

CONELEC 15,42MWhO&M $ 2.639.300,40 $ 3.958.950,60 $ 5.410.565,82

ENERGIA ANALIZADA 11,18 DEFICITS COTOS DIESEL

PROPUESTA[0,21KWh] $ 2.347.800,00 $ 1.460.189,64 $ 1.424.543,94

PRECIO CONELEC[0,0913KWh] $ 1.020.734,00 $ 2.787.255,64 $ 1.424.543,94

Tabla 49 Simulación de Solución de la Propuesta con Centrales Térmicas diesel.


4.6 SEGUNDA ALTERNATIVA PARA CUBRIR EL DÉFICITS

La segunda alternativa, considera analizar los Precios Unitarios de

Potencia (P.U.P), siguiendo la metodología de la regulación 003/04, junto a esta

metodología se correlaciona con el informe denominado¨ ESTADISTICA DEL

SECTOR ELECTRICO ECUATORIANO 2011”35.

Básicamente se trabaja en la búsqueda del precio promedio de los

contratos regulados durante el 2011; se busca los precios KW-h de contratos

regulados a largo plazo, precios KW-h medios en el Mercado Spot, Precio KW-

h de las Importaciones de Electricidad y finalmente del precio KW-h de las

exportaciones de electricidad.

35

Último informe 2011 hasta la presente fecha del CONELEC, referente a precios de contratos, largo plazo, spot, importaciones, exportaciones.




150

A continuaciones se presenta los precios obtenidos desde el informe 2011 del

CONELEC:

Tipo de Transacción

Energía vendida(GWh)

Total Precio medio

GW-h % (Millones USD) (USD c/KW-h)

Contratos 15.074,14 88,78 644,75 4,28

Mercado Ocasional

1.021,62 6,02 88,85 8,7

Importación 872,9 5,14 92,59 10,61

Exportación 10,06 0,06 0,57 5,71

Total general 16.978,72 100,00 826,76 7,33 Tabla 50 Costos medios KW-h según Transacción en el Mercado Eléctrico.


Trabajando en la segunda alternativa se presenta las posibles soluciones, fruto

de tomar el precio del tipo de Transacción y contrarrestar con el precio de KW-h

de todos los proyectos Eólicos en Ecuador Continental.

CASO VILLONACO

TASA ANUAL 5%

CAPACIDAD INSTALADA MW INSTALADO 16,5



POTENCIA UNITARIA[MW] 1,5 FACTOR PLANTA

Periodo 20 31%


$ 2.768,96


COSTOS_OPERACION_MANTENIMIENTO AL 2% A 3% $ 913.757,80






DESEMBOLSO MENSUAL $ ($ 298.724,09)






151



10,24440575

EXCESO O DEFICIT DE ENERGIA

TIPO DE CENTRAL EOLICA

Intres 0,08

1.-Costo total (CT) cusd/KWh 10,42983766

2.-Costo Medio Contratos Fuente: CENACE Usc/KWh 4,28

3.-Costo Mercado Ocasional Fuent: CENACE Usd c/KWh 8,7

4.-Precio medio ImportacionesFuent: CENACE Usd c/KWh 10,61

5.-Precio medio exportaciones Fuent: CENACE Usd c/KWh 5,71

6.-Precio CONELEC Vigente 9,13

Exceso(+) ,Deficit(-) cusd/KWh=2-1;CONTRATOS -6,149837657

Exceso(+) ,Deficit(-) cusd/KWh=3-1;SPOT -1,729837657

Exceso(+) ,Deficit(-) cusd/KWh=4-1;IMPORTACIONES 0,180162343

Exceso(+) ,Deficit(-) cusd/KWh=5-1;EXPORTACIONES -4,719837657

Exceso(+) ,Deficit(-) cusd/KWh=6-1;TARIFA -1,299837657

Tabla 51 Equipamiento Equivalente: CENTRAL EOLICA VILLONACO

Fuente(Propia)

Tabla 52 Escogimiento del precio Importaciones para solventar déficits en Villonaco.

Fuente: (Propia)

CASO HUASCACHACA

TASA ANUAL 0,05

-7

-6

-5

-4

-3

-2

-1

0

1

1

Seleccion del Precio para villonaco segun el Tipo de Transaccion

Exceso(+) ,Deficit(-)cusd/KWh=2-1;CONTRATOS

Exceso(+) ,Deficit(-)cusd/KWh=3-1;SPOT

Exceso(+) ,Deficit(-)cusd/KWh=4-1;IMPORTACIONES

Exceso(+) ,Deficit(-)cusd/KWh=5-1;EXPORTACIONES

Exceso(+) ,Deficit(-)cusd/KWh=6-1;TARIFA




152




POTENCIA UNITARIA[MW] 2 FACTOR PLANTA

COSTO[USD/KW]

Periodo 20 23% 1782

INVESION TOTAL $ 89.100.000,00 1782


COSTOS_OPERACION_MANTENIMIENTO AL 2% A 3% $ 1.782.000,00





TASA DESCUENTO MENSUAL 0,004074124




COSTO MEDIO MENSUAL (USD/KW) 14,76905639

COSTO MEDIO MENSUAL REFERIDO A ENERGIA usd/kwh

0,089555617



Interés 5%


2.-Costo Medio Contratos Fuente: CENACE Usc/KWh 4,28

3.-Costo Mercado Ocasional Fuent: CENACE Usd c/KWh

8,7

4.-Precio medio ImportacionesFuent: CENACE Usd c/KWh

10,61

5.-Precio medio exportaciones Fuent: CENACE Usd c/KWh

5,71


Exceso(+) ,Deficit(-) cusd/KWh=2-1;CONTRATOS -$ 4,68

Exceso(+) ,Deficit(-) cusd/KWh=3-1;SPOT -$ 0,26

Exceso(+) ,Deficit(-) cusd/KWh=4-1;IMPORTACIONES $ 1,65

Exceso(+) ,Deficit(-) cusd/KWh=5-1;EXPORTACIONES -$ 3,25

Exceso(+) ,Deficit(-) cusd/KWh=6-1;TARIFA $ 0,17

Tabla 53 Equipamiento Equivalente: CENTRAL EOLICA HUASCACHACA.

Fuente:(Propia)




153

Figura 75 Seleccion de Precio para Huascachaca para no tener deficit.

Fuente:(Propia)

Equipamiento Equivalente: CENTRAL EOLICA SALINAS

CASO SALINAS-IMBABURA

TASA ANUAL 0,05





Periodo 20 30%

INVESION TOTAL $ 37.500.000,00 COSTO[KW]

DESEMBOLSO ANUAL REQUERIDO $ 3.009.097,02 2500







DESEMBOLSO MENSUAL $ 245.188,67 -245188,6747



COSTO MEDIO MENSUAL (USD/KW) 20,71977607 5,7

COSTO MEDIO MENSUAL REFERIDO A ENERGIA usd/kwh 0,095685478 0,093984288

9,398428774


-$ 5,00

-$ 4,00

-$ 3,00

-$ 2,00

-$ 1,00

$ 0,00

$ 1,00

$ 2,00

1

Seleccion del Precio para Huascachaca segun el Tipo de Transaccion Exceso(+) ,Deficit(-)cusd/KWh=2-1;CONTRATOS







154


Intres 8%


2.-Costo Medio Contratos Fuente:CENACE Usc/KWh 4,28

3.-Costo Mercado Ocasional Fuent:CENACE Usd c/KWh 8,7

4.-Precio medio ImportacionesFuent:CENACE Usd c/KWh 10,61

5.-Precio medio exportaciones Fuent:CENACE Usd c/KWh 5,71


Exceso(+) ,Deficit(-) cusd/KWh=2-1;CONTRATOS -5,288547826

Exceso(+) ,Deficit(-) cusd/KWh=3-1;SPOT -0,868547826

Exceso(+) ,Deficit(-) cusd/KWh=4-1;IMPORTACIONES 1,041452174

Exceso(+) ,Deficit(-) cusd/KWh=5-1;EXPORTACIONES -3,858547826

Exceso(+) ,Deficit(-) cusd/KWh=6-1;TARIFA -0,438547826

Tabla 54 Equipamiento Equivalente: CENTRAL EOLICA SALINAS.

Fuente (Propia)

Figura 76 Selección del precio de Salinas para no tener déficit.

Fuente:(Propia)

Equipamiento Equivalente: CENTRAL EOLICA CHINCHAS

CASO CHINCHAS-LOJA

TASA ANUAL 0,05





Periodo 20 20%

INVESION TOTAL $ 25.000.000,00 Costo[KW]



-6

-5

-4

-3

-2

-1

0

1

2

1

Seleccion del Precio para Salinas segun el Tipo de Transaccion








155











14,19162745



interés 8%









Exceso(+) ,Deficit(-) cusd/KWh=4-1;IMPORTACIONES -$ 3,84


Exceso(+) ,Deficit(-) cusd/KWh=6-1;TARIFA -$ 5,32

Tabla 55 Equipamiento Equivalente: CENTRAL EOLICA CHINCHAS.

Fuente: (Propia)




156

Figura 77 Seleccion del precio de Chinchas para no tener déficits.

Fuente:(Propia)

Equipamiento Equivalente: CENTRAL EOLICA DUCAL

CASO DUCAL-LOJA

TASA ANUAL 0,05





Periodo 20 30%

INVESION TOTAL $ 25.000.000,00 Costo[KW]













9,461084965



-$ 12,00

-$ 10,00

-$ 8,00

-$ 6,00

-$ 4,00

-$ 2,00

$ 0,00

1

Seleccion del Precio para Chinchas segun el Tipo de Transaccion








157

interés 5%









Exceso(+) ,Deficit(-) cusd/KWh=4-1;IMPORTACIONES $ 0,98


Exceso(+) ,Deficit(-) cusd/KWh=6-1;TARIFA -$ 0,50

Figura 78 Equipamiento Equivalente: Central Ducal.

Fuente:(Propia)

Figura 79 Seleccion del precio de Ducal, para no tener déficits.

Fuente:(Propia).

4.7 CONTRATACIÓN REGULADA DE AUTOGENERADORES (GRANDES

CONSUMIDORES O CONSUMIDORES FINALES):

Para el caso de nuevos proyectos de generación destinados a la

autogeneración, y que deseen comercializar sus excedentes a través de

contratos regulados, éstos deberán presentar, para consideración y evaluación

del ente responsable de la negociación, su oferta para la venta de energía

eléctrica.

-$ 6,00

-$ 5,00

-$ 4,00

-$ 3,00

-$ 2,00

-$ 1,00

$ 0,00

$ 1,00

1

Seleccion del Precio para Chinchas segun el Tipo de Transaccion Exceso(+) ,Deficit(-)cusd/KWh=2-1;CONTRATOS







158

La oferta de los autogeneradores contemplará un solo componente

energizado (cUSD/kWh), determinado en función de su capacidad total de

generación, de su consumo propio total, así como también de la información

económica del autogenerador y del pronóstico sobre su producción energética.

Es preciso señalar que bajo esta modalidad de contratación regulada, no

existirá ningún reconocimiento por concepto de PRPD.

4.7.1 Comercialización de Excedentes menores a 1MW

Si la producción del autogenerador, descontado su consumo propio, es

menor a 1 MW, se deberá observar los esquemas comerciales definidos para

estos casos, que puede ser a través de convenios con la empresa distribuidora

a la cual se halla conectado, o, para el caso de energías renovables no

convencionales, acogerse al esquema de precios preferentes.

4.7.2 Despacho de los autogeneradores:

Dentro del despacho económico centralizado de los recursos de generación y

transmisión, a cargo de la Corporación CENACE, los autogeneradores serán

incluidos bajo el siguiente procedimiento:

a. Con toda su capacidad de generación, siempre que su consumo propio

esté físicamente separado de la central de generación y que tal

capacidad sea mayor a 1 MW.

b. Con la capacidad de generación determinada como excedente, siempre

que su consumo propio esté físicamente junto a la central de generación

y que tal capacidad sea mayor a 1 MW.

4.8 MECANISMO DE CONTRATACIÓN ENTRE EMPRESAS DISTRIBUIDORAS Y

GENERADORES NO CONVENCIONALES.

A continuación se cita textualmente el modelo de contrato de compraventa de




159

energía tomado de la regulación CONELEC 004/1136 :

MODELO DE CONTRATO DE COMPRAVENTA DE ENERGÍA ENTRE EL

GENERADOR QUE PRODUCE ENERGÍA CON RECURSOS RENOVABLES

NO CONVENCIONALES Y LA DEMANDA ELÉCTRICA ECUATORIANA

Comparecen a la celebración del presente contrato: POR UNA PARTE: El

representante de la demanda eléctrica ecuatoriana, quién en adelante se denominará

LA DEMANDA, representada en este acto por el señor(a)……………………………..…. en

su calidad de Mandatario debidamente facultado por el Mandato otorgado por las

Empresas Eléctricas de Distribución y, POR OTRA PARTE: el GENERADOR NO

CONVENCIONAL, representado en este acto por…………….. en su calidad de

representante legal, que en lo posterior se denominará EL GENERADOR, quienes libre

y voluntariamente acuerdan firmar el presente Contrato de Compraventa de Energía,

de conformidad con las cláusulas siguientes:

CLÁUSULA PRIMERA: ANTECEDENTES.-

1. El CONELEC mediante Resolución No. 023/11 de 14 de abril de 2011, expidió la Regulación No. CONELEC 004/11 “Tratamiento para la Energía Producida con Recursos Energéticos Renovables No Convencionales”, en la que se establecen las condiciones para que los generadores que, cumpliendo los requisitos, puedan acogerse a las condiciones preferentes establecidas en la misma.

2. El CONELEC mediante Resolución No. 017/12 de 12 de enero de 2012, expidió la Reforma a la Regulación No. CONELEC 004/11 “Tratamiento para la Energía Producida con Recursos Energéticos Renovables No Convencionales”, en la cual se calificaron a las energías solar termoeléctrica y de corrientes marina para que puedan participar en el esquema preferente.

3. Mediante Resolución No. 023/12 de 15 de marzo de 2012, el CONELEC aprobó la reforma de la Regulación No. 004/11 “Tratamiento para la Energía Producida con Recursos Energéticos Renovables No Convencionales”.

4. En el Título Habilitante suscrito el… de ..…. de…., entre el CONELEC y el GENERADOR, se autorizó su participación para que pueda generar energía eléctrica y, se establecieron las condiciones para su comercialización, de conformidad con lo dispuesto en la Regulación No. CONELEC 004/11 y sus reformas;

36

Anexo incluido mediante Resolución Directorio No. 023/12 de 15 de marzo de 2012.




160

5. En el Título Habilitante antes citado, el CONELEC autorizó la instalación de un generador no convencional que utiliza como recurso ……………….., con una potencia nominal de……….MW y, con una producción mensual estimada de……….. MWh y cuyo factor de planta estimado es de………

6. Mediante Mandato otorgado el …………………, ante el Notario No….del Cantón….., las empresas distribuidoras nombraron como representante de la demanda a …………, quien está debidamente autorizado para ejercer su representación en la suscripción de los contratos de compraventa de energía eléctrica.

CLAUSULA SEGUNDA: DOCUMENTOS DEL CONTRATO.-

Forman parte del presente Contrato los documentos siguientes:

Calidad de los comparecientes y su capacidad para celebrarlo. Título Habilitante suscrito entre el CONELEC y el GENERADOR NO

CONVENCIONAL.

CLÁUSULA TERCERA: OBJETO.-

El Objeto del presente contrato es: 1) Establecer las condiciones comerciales generales

para la compraventa de energía eléctrica entre el GENERADOR y la DEMANDA y, 2)

Establecer la obligación que tiene LA DEMANDA de comprar toda la energía producida

por el GENERADOR.

CLÁUSULA CUARTA: CONDICIONES ESPECIALES DE COMPRAVENTA DE

ENERGÍA.-

a. Despacho Preferente

La Corporación Centro Nacional de Control de Energía, CENACE, debe

despachar toda la energía producida por el GENERADOR en cumplimiento

de las disposiciones de la normativa jurídica vigente.

b. Precios Preferentes

El CENACE, en sus procesos de liquidación diaria y mensual de las

transacciones del mercado eléctrico ecuatoriano, para la valoración de la

energía producida por el GENERADOR debe aplicar el precio de […….]

cUSD/kWh a la energía generada, de conformidad con lo establecido en la

Regulación No. CONELEC 004/11, sus reformas y codificación. No se




161

considerará en la liquidación una remuneración por potencia al

GENERADOR.

Las condiciones de despacho preferente y precios determinados estarán vigentes

durante el plazo establecido para el presente contrato, en la forma estipulada en la

Cláusula Sexta de este instrumento.

CLÁUSULA QUINTA: FACTURACIÓN DE LA ENERGÍA.-

EL GENERADOR, acorde con la información de liquidación emitida por el CENACE,

emitirá las respectivas facturas comerciales a la DEMANDA, considerando las

disposiciones de este Contrato y las condiciones establecidas en la normativa jurídica

vigente que rige al Sector Eléctrico Ecuatoriano.

CLÁUSULA SEXTA: PLAZO.-

El plazo del presente contrato es de quince (15) años, contado a partir de

……………………………, fecha en la que se suscribió el Título Habilitante entre el

CONELEC y el GENERADOR.

Este contrato estará vigente mientras el GENERADOR se encuentre legalmente

autorizado a realizar la actividad de generación, es decir mientras se encuentre vigente

el Título Ejecutivo suscrito con el CONELEC.

CLÁUSULA SÉPTIMA: DOMICILIO DE LAS PARTES.-

Para los efectos del presente Contrato, las partes convienen en señalar su domicilio

en….

LA DEMANDA: (LA EMPRESA)

Dirección……….

Teléfono…………….

Correo Electrónico………….




162

EL GENERADOR:

Dirección……….

Teléfono…………….

Correo Electrónico………….

CLÁUSULA OCTAVA: FORMA DE PAGO.-

LA DEMANDA, se compromete al pago de la totalidad de la factura mensual emitida

por el GENERADOR. Para asegurar el pago de los valores facturados por el

GENERADOR a la DEMANDA, serán utilizados los mecanismos de pago generalmente

utilizados y aceptados en el Sector Eléctrico Ecuatoriano, de conformidad con lo

dispuesto en el artículo 37 del “Reglamento Sustitutivo al Reglamento para el

Funcionamiento del Mercado eléctrico Mayorista”, los cuales deben permitir cumplir de

forma cabal y oportuna con las obligaciones adquiridas. Para el efecto la DEMANDA

realizará las gestiones necesarias que permitan el cumplimiento de estas obligaciones.

CLÁUSULA NOVENA: CONTROVERSIAS.-

Toda controversia o divergencia resultante de este Contrato o relacionado con su

cumplimiento, será resuelto mediante el procedimiento alternativo de mediación y

arbitraje, administrado y en derecho, con sujeción a la Ley de Arbitraje y Mediación del

Ecuador, de su Reglamento de Aplicación y del Reglamento del Centro de

Arbitraje……….…………, con expresa renuncia a cualquier otra jurisdicción nacional o

internacional, pública o privada, aún en caso de corresponder.

Las PARTES se regirán por las reglas siguientes:

De surgir una controversia o divergencia, éstas intentarán resolverla de manera

amigable en un plazo no mayor a quince (15) días.

De no ser posible una solución a ese nivel, se someterá tal controversia o divergencia

al mecanismo de mediación, del Centro de Medicación de la Procuraduría General del

Estado.




163

De persistir la controversia, ésta se someterá al mecanismo de arbitraje, bajo las

normas de la Ley antes referida y de aquellas establecidas en el Reglamento del Centro

de Arbitraje ya señalado, además, se observará:

1. El arbitraje será en derecho;

2. El número de árbitros será de tres (3); los cuales serán designados de la siguiente manera: Cada una de las PARTES designará a un árbitro y el tercero será designado de común acuerdo por los árbitros ya designados y éste presidirá el Tribunal Arbitral. En caso de que una de las PARTES no designe su árbitro en el plazo de quince (15) días, contado a partir de la fecha en que la otra PARTE notifique su intención de acogerse a esta Cláusula, el árbitro será designado por el invocado Centro de Arbitraje, de conformidad con las disposiciones establecidas en el Reglamento de Funcionamiento de dicho centro para la designación de árbitros.

3. La sede del arbitraje será en la ciudad de………………..;

4. El idioma a utilizarse en el proceso de arbitraje será el castellano; y,

5. El procedimiento a observar será exclusivamente el que resulta de la aplicación de la Ley de Arbitraje y Mediación del Ecuador y, de su Reglamento de Aplicación, del Reglamento del Tribunal de Arbitraje de……….. y el Derecho Sustancial será el que rige en la República del Ecuador.

Por efectos de la presente Cláusula, las Partes expresamente renuncian al derecho a

someter la resolución de cualquier controversia a través de la jurisdicción ordinaria.

CLÁUSULA DÉCIMA: ACEPTACIÓN DE LAS PARTES.-

Libre y voluntariamente, las partes declaran expresamente su aceptación del contenido

de las cláusulas que anteceden, a cuyas estipulaciones se someten.

Para constancia y fe de aceptación, los comparecientes firman en unidad de acto, en

un original y en …..copias de igual tenor y valor, en la ciudad de Quito, a los …días del

mes de……de 201…

LA DEMANDA EL GENERADOR




164

V CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Se procede a dejar planteado las precios de las propuestas realizadas y

simuladas a un caso base ya en operación comercial como es el Parque Eólico

Villonaco en la Ciudad de Loja-Ecuador.

PRECIO ESTIPULADO USD/kWh

FACTOR DE PLANTA

PORCENTAJE PLAZO ESTIPULADO [AÑOS]

0,096386256 Factor Planta ALTO

35.2-43% 0 9

0,131727883 Factor Planta INTERMEDIO

27.5-35.2% 9 17

0,21 Factor de Planta BAJOS

20-27.6% 17 25

Tabla 56 Precios Calculado para la propuesta de Marco Regulatorio de Generación Eólica luego de simular para los factores de planta propuesto dentro de los años de concesión calculados


Figura 80 Propuesta Precio KWh-Eolico Ecuador

Fuente:(Elaboracion Propia)

Estandar Ecuador

$ -

$ 0,05

$ 0,10

$ 0,15

$ 0,20

$ 0,25

35.2-43%27.5-35.2%

20-27.6%FP ALTOFP INTERMEDIO

FP BAJOS

USD

/KW

h

PROPUESTA PRECIOS KWh Eolicos para ECUADOR

Estandar Ecuador




165

Figura 81: Propuesta en Tiempo para concesión

Fuente:(elaboración Propia)

Las gráficas provenientes de las simulaciones de múltiples parámetros

económicos, dentro de los flujos de caja nos ayudaron a dictaminar un

precio y un plazo de concesión adaptado para la generación eólica en

Ecuador. Todo esto debido también al recogimiento de datos firmes

como Banco Central Ecuador, Parque Villonaco Celec-Gensur.

Debido a que la potencia eólica es proporcional al cubo de la velocidad

del viento, resulta entonces muy significativo que un error en la medición

o predicción del viento, causaría un mayor error en la generación

esperada. En valores se puede esperar así que, la potencia eólica de

5m/s es del doble que la potencia eólica de 4m/s ; notando que la

diferencia de velocidades es de solo 1 m/s. Tabulando los errores se

sabe entonces que un error de 10% en la estimación del viento causa

una diferencia del 33% en la estimación de la energía aprovechable,

repercutiendo en la cantidad de dólares por el ingreso de venta de

energía.

FP ALTO

FP MEDIO

FP BAJO

0

5

10

15

20

25

1

Tie

mp

o e

n a

ño

s

PROPUESTA PARA PLAZO CONCESION

FP ALTO

FP MEDIO

FP BAJO




166

Los parámetros que tuvieron mayor peso ubicándoles de mayor a

menor dentro de los indicadores de Sensibilidad fueron; el precio de la

remuneración económica obtenida tras la aplicación de la tarifa

remunerativa y localizado partir de la simulación económica aplicando a

un proyecto eólico base; el factor de planta dado por la energía del

viento , dependiendo además de la ubicación del proyecto y de las

estaciones meteorológicas ; la Tasa de descuento o WACC en inglés,

que sirve para poder traer los flujos futuros hacía el presente; el

porcentaje de interés en el financiamiento considerando el recurso tanto

local o internacional; y el pago en años de la deuda que sirvió de nexo

para poder sacar los plazos de concesión adecuados a la propuesta.

A pesar de que para velocidades cercanas a 4,8 m/s, que significa un

bajo factor de planta del 8,8% , los ingresos por la Generación Eólica

como Villonaco superaron notablemente los ingresos que percibirían los

generadores térmicos como Catamayo en durante la misma generación.

Para llegar a la determinación de la sensibilidad de factores financieros

y/o económicos en inversiones de carácter Eólico, se vio la necesidad de

simular casos reales de generación eólica en Ecuador. Para lo cual se

tuvo que implementar un simulador económico propio hecho en Excel

conjuntamente con Matlab, pese a no estar dentro del alcance de la

tesis.

Gracias a la generación eólica, se puede disminuir los elevados costos

de operación y mantenimiento del sistema nacional Interconectad de, en

otras palabras de la energía no suministrado; ya que puede gestionar




167

una porción de la demanda a servirse con generación renovable.

Se recomienda que para para trabajos futuros, se deba analizar; dentro

del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), como remunerar en forma

separada la potencia (PRPD), y la energía (KWh) de la generación

eólica; debido a que el viento es intermitente y no podemos tener

reservas de este recurso al momento que dicha central fuera llamada a

despachar.

Hay que recordar al lector, que no solo la energía Eólica es renovable,

sino también la Biomasa, Fotovoltaica, térmica solar, son de especial

importancia para cubrir la demanda sobre todo en periodos secos en que

la demanda en las horas de punta requiere ser satisfecha con

generación térmica más cara.

Analizar los precios de la energía eólica, ha implicado hacer un análisis

de Flujo de Caja y esto conlleva a realizar un análisis de sensibilidad

para saber si nuestra propuesta tiene falencias o sigue su rumbo

planteado que es permitir que un proyecto eólico en Ecuador tenga la

aceptación del sector público como privado.

El obstáculo que se presenta cuando analizamos el tema de precios es

buscar el dinero para llevar a cabo los proyectos; dado que los

proyectos tienen un retorno de dinero lento, estos precios calan hacia

una deuda tarifaria; sabemos que existe un déficit tarifario en ecuador

entre generación y distribución el cual albergaría aún más los montos

generados por este tipo de proyectos.




168

Las centrales eólicas que logran despachar toda su energía a la red

eléctrica tienen una disponibilidad promedio en las horas punta que

puede ser muy aproximada por el factor de planta cuando los niveles de

penetración son bajos hacia el sistema tal es el Caso de Ecuador que

recién para el 2020, apuntaría a tener su matriz energética con 0,2% de

generación eólica.

Los mecanismos formales para incentivar la generación eólica son

muchos, el no seleccionar un mecanismo eficiente, se podrían

desperdiciar partidas presupuestarias destinadas para los ministerios en

este caso de sectores estratégicos subsecretaria renovables; dando un

bajo crecimiento en utilidades al sector público.

No hay que olvidar que este tipo de tecnología Eólica, en la mayoría de

proyectos se encuentra en la parte Rural, no obstante, si no hay un

estudio de socialización del proyecto a construir con los moradores del

lugar, indicando los logros y las posibles desventajas se vendrían al

término de la puesta en marcha existirían problemas en su fase de

construcción y problemas en su operación.

El código de la producción de la Ley de Régimen del Sector Interno,

considerara que el impuesto de exoneración al impuesto a la renta en el

sector público en inversión de energías renovables, convierte de manera

desigual la competencia para la promoción de la Energía Eólica con un

inversor privado, debido a que este rubro causa egresos en los Flujos de

Caja.

Llevar como una posible solución el apagón de Centrales Térmicas de

poca generación en el Orden de los 1 a 15 MW de potencia instalada

,ayudara a cubrir los déficits que causan los precios en este documento

propuesto por ejemplo de 0,13 usd/kwh; no con eso decimos que ya




169

deberíamos apagar todas las centrales térmicas. Dado que implica que

estaríamos delegando a la generación eólica todo el tiempo; pero como

sabemos el viento es un recurso muy estocástico.

Cuando lleguemos al 2028 tendremos que analizar si el precio que rige a

las centrales convencionales cubre los costos de generación eólica

Debido que la regulación actual dice claramente que el precio de la

generación eólica durara solo 15 años partir del 2013.Se sabe que para

el 2020 la generación eólica será del 0,57% de capacidad instalada

nacional, para ello se estima un valor medio de costos de las centrales

convencionales de 4Cusd/kwh en comparación con lo que hoy se paga

a la generación eólica de 9,13cusd/kwh .Sera que las centrales eólicas

ya no podrán generar?.




170

REFERENCIAS:

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174

ANEXOS




175

Fecha Hora Vmedia 40m DS 40m Vmin 40m Vmax 40m

Vmedia 40m DS 40m

04/01/2004 00:00 19,413 1,443 15,586 24,673 19,026 1,186

07/01/2004 00:10 20,157 1,634 15,531 23,915 19,841 1,574

10/01/2004 00:20 20,246 1,446 16,182 23,14 20,017 1,424

13/01/2004 00:30 19,909 1,176 15,591 22,118 19,534 1,267

16/01/2004 00:40 19,316 1,269 15,329 22,908 18,917 1,33

19/01/2004 00:50 18,623 1,318 15,421 21,311 18,258 1,247

22/01/2004 01:00 18,539 1,554 14,034 21,594 18,312 1,443

25/01/2004 01:10 18,472 1,353 14,949 21,061 18 1,258

28/01/2004 01:20 18,983 1,163 14,299 21,232 18,585 1,18

31/01/2004 01:30 20,702 1,317 17,091 23,547 20,404 1,158

03/02/2004 01:40 20,673 1,349 15,73 23,73 20,241 1,367

06/02/2004 01:50 21,048 1,198 17,883 23,312 20,66 1,286

09/02/2004 02:00 21,863 1,04 19,4 23,87 21,477 1,163

12/02/2004 02:10 20,769 1,218 17,605 23,127 20,401 1,157

15/02/2004 02:20 20,202 1,056 16,965 22,504 19,831 1,026

18/02/2004 02:30 20,783 1,054 17,473 23,547 20,576 0,991

21/02/2004 02:40 20,315 1,049 17,441 22,737 19,676 1,145

24/02/2004 02:50 21,017 1,111 18,466 23,258 20,609 1,019

27/02/2004 03:00 21,446 1,269 18,175 24,103 21,14 1,276

01/03/2004 03:10 21,136 1,299 16,61 23,745 20,851 1,176

04/03/2004 03:20 20,228 0,981 16,902 22,088 19,951 0,965

07/03/2004 03:30 21,113 1,378 16,582 23,543 20,707 1,337

10/03/2004 03:40 21,255 1,235 18,119 23,81 20,89 1,305

13/03/2004 03:50 21,356 0,965 17,672 23,431 20,946 1,105

16/03/2004 04:00 21,462 1,222 17,933 24,493 21,104 1,153

19/03/2004 04:10 20,573 1,092 17,809 22,888 20,345 1,019

22/03/2004 04:20 20,654 1,088 15,937 22,967 20,431 1,003

25/03/2004 04:30 20,512 0,934 18,24 22,779 20,259 0,901

28/03/2004 04:40 20,983 0,823 18,924 23,006 20,588 0,946

31/03/2004 04:50 20,744 1,008 18,206 22,671 20,401 1,105

03/04/2004 05:00 20,533 1,012 16,704 22,687 20,146 0,98

06/04/2004 05:10 20,769 0,862 18,125 22,613 20,358 0,802

09/04/2004 05:20 21,461 1,114 18,516 23,543 21,098 1,252

12/04/2004 05:30 21,273 0,986 17,625 23,451 20,907 0,991

15/04/2004 05:40 20,858 1,04 17,906 23,535 20,459 1,117

18/04/2004 05:50 19,841 1,063 16,571 21,912 19,373 1,167

21/04/2004 06:00 19,467 1,052 16,899 21,782 19,115 1,044

24/04/2004 06:10 19,514 1,111 16,819 21,984 19,018 1,248

27/04/2004 06:20 18,929 1,226 14,478 20,927 18,662 1,197

30/04/2004 06:30 20,171 1,308 16,565 22,718 19,831 1,24

ANEXO 1: DATOS DE LA TORRE 1WILOG VILLONACO PERIODO 04-01-04 AL 07-11-04




176

03/05/2004 06:40 19,518 1,035 16,945 21,752 19,236 0,996

06/05/2004 06:50 20,033 1,335 16,7 23,647 19,712 1,37

09/05/2004 07:00 19,025 1,152 16,369 22,047 18,807 1,157

12/05/2004 07:10 20,329 1,232 15,635 23,221 19,97 1,301

15/05/2004 07:20 19,173 1,056 16,766 22,207 19,022 1,175

18/05/2004 07:30 18,798 1,444 14,162 22,294 18,507 1,373

21/05/2004 07:40 18,885 1,686 15,393 22,539 18,662 1,584

24/05/2004 07:50 18,713 1,348 15,866 22,013 18,393 1,173

27/05/2004 08:00 18,745 1,706 14,202 24,123 18,233 1,713

30/05/2004 08:10 19,991 1,737 16,136 23,737 19,528 1,429

02/06/2004 08:20 20,042 1,54 14,363 23,859 19,702 1,546

05/06/2004 08:30 20,775 2,292 15,411 25,923 20,761 2,061

08/06/2004 08:40 21,401 1,792 15,14 25,283 21,018 1,862

11/06/2004 08:50 22,049 1,37 18,638 25,109 21,536 1,319

14/06/2004 09:00 20,806 1,948 15,681 25,357 20,586 1,635

17/06/2004 09:10 19,692 1,808 14,491 24,104 19,38 1,629

20/06/2004 09:20 20,481 1,684 13,932 23,4 20,023 1,554

23/06/2004 09:30 20,909 1,445 17,011 23,587 20,367 1,426

26/06/2004 09:40 20,865 1,54 16,03 24,53 20,275 1,448

29/06/2004 09:50 20,524 1,972 14,933 25,239 20,063 1,852

02/07/2004 10:00 21,337 1,719 16,087 24,909 20,883 1,494

05/07/2004 10:10 21,092 1,359 17,308 24,189 20,723 1,448

08/07/2004 10:20 20,675 1,927 14,829 25,896 20,326 1,683

11/07/2004 10:30 20,34 1,665 14,608 24,18 19,912 1,65

14/07/2004 10:40 20,334 1,472 16,483 24,477 19,891 1,468

17/07/2004 10:50 20,262 2,041 13,588 24,672 19,94 1,931

20/07/2004 11:00 19,665 1,764 15,036 23,46 19,278 1,75

23/07/2004 11:10 19,014 1,889 14,679 24,213 18,76 1,574

26/07/2004 11:20 17,758 2,187 13,89 22,538 17,423 2,012

29/07/2004 11:30 17,769 1,617 14,316 22,5 17,424 1,813

01/08/2004 11:40 18,148 1,839 13,531 21,612 17,746 1,754

04/08/2004 11:50 18,634 1,473 14,421 21,886 18,216 1,292

07/08/2004 12:00 18,232 1,754 12,921 22,248 17,94 1,498

10/08/2004 12:10 18,237 1,725 13,523 21,864 17,734 1,474

13/08/2004 12:20 17,438 1,783 12,006 22,183 17,13 1,603

16/08/2004 12:30 17,645 1,518 13,183 20,793 17,116 1,32

19/08/2004 12:40 17,059 1,931 13,126 21,995 16,814 1,882

22/08/2004 12:50 18,692 1,366 14,691 22,51 18,284 1,447

25/08/2004 13:00 18,237 1,774 13,416 22,622 17,878 1,637

28/08/2004 13:10 18,195 1,407 13,81 20,899 17,963 1,273

31/08/2004 13:20 17,475 1,746 13,73 22,202 17,27 1,64

03/09/2004 13:30 18,251 1,829 13,74 24,008 17,933 1,479

06/09/2004 13:40 19,364 1,643 14,608 23,179 18,988 1,527

09/09/2004 13:50 19,2 1,858 13,147 23,587 18,778 1,783

12/09/2004 14:00 19,426 1,511 13,89 23,138 18,839 1,526

15/09/2004 14:10 19,082 1,302 15,612 22,446 18,566 1,34

18/09/2004 14:20 18,511 1,551 13,556 21,453 17,989 1,491

21/09/2004 14:30 17,075 1,766 12,003 21,517 16,723 1,666




177

24/09/2004 14:40 15,845 1,33 12,275 18,613 15,703 1,188

27/09/2004 14:50 15,566 1,178 12,314 18,979 15,306 1,042

30/09/2004 15:00 16,196 1,179 13,122 19,721 16,076 1,236

03/10/2004 15:10 16,16 1,33 12,922 19,071 15,803 1,282

06/10/2004 15:20 16,637 1,598 12,225 19,807 16,3 1,515

09/10/2004 15:30 16,785 1,572 11,916 20,924 16,452 1,397

12/10/2004 15:40 15,36 1,157 11,992 18,162 15,056 1,131

15/10/2004 15:50 15,276 1,055 12,056 18,751 15,048 1,038

18/10/2004 16:00 14,455 0,999 11,301 16,934 14,205 0,985

21/10/2004 16:10 13,947 0,932 11,563 16,12 13,589 0,863

24/10/2004 16:20 13,81 1,062 11,313 16,304 13,499 0,939

27/10/2004 16:30 14,965 1,015 11,561 17,304 14,732 1,016

30/10/2004 16:40 14,162 0,752 12,043 16,193 13,848 0,729

02/11/2004 16:50 15,246 1,236 12,164 18,165 14,927 1,176

04/11/2004 17:00 15,052 1,059 11,967 18,736 14,561 1,086

07/11/2004 17:10 14,856 1,087 10,69 17,164 14,546 1,069

Tabla 57 Datos de la torre 1wilong periodo 04-01-04 al 07-11-04




178

ANEXO II TORRES DE MEDICION VILLONACO

TORRE VILLONACO 3 NRG 1624: 2003: PERIODO: 04/12/03 – 31/12/03 La torre se instaló con fecha 04 de diciembre del 2003. Se introdujo el offset en veletas de dirección con fecha 15 de diciembre del 2003 en dos veletas de dirección: V1 40metros: +78 grados. V2 20metros: +78 grados. Por lo tanto se debe corregir por software los datos de veletas de dirección, desde el 04 de diciembre del 2004, hasta el 15 de diciembre del 2004. 2004: PERIODO: 01/01/04 – 22/10/04 Los datos del canal 12 en el cual se encuentra instalado el sensor de humedad relativa, se deben eliminar por cuanto no existe una batería adicional que permita enviar las señales del sensor al data logger. Los datos del canal 11 en el cual se instaló el sensor de presión bp20, también deben ser eliminados por cuanto el sensor no estaba instalado con su batería adicional, y los datos no son los verdaderos. El sensor de temperatura también dejó de funcionar y los datos de temperatura también Con fecha 22 de octubre del 2004, se cambió el offset de las veletas de dirección de la siguiente manera: V1 40metros: +230 grados. V2 20metros: +230 grados. Con fecha xx de noviembre se procedió a eliminar el offset y slope de las veletas de dirección ya que se llegó a la conclusión de que están desconectadas, y se comprobó que marcaban cero. Con fecha 25 de enero del 2005, se procedió a desinstalar la torre de medición, dando por terminado el monitoreo en este punto.




179

Villonaco 3 NRG 1624

Datum WGS84

Coordenadas: 17M 693 195 UTM 9 557 895

Altura 2707 msnm

Fecha inicio instalación: 24 de noviembre del 2003

Cantón (Municipio): Loja

Provincia: Loja

Figura 82 Logger NRG SYSTEMS

Logger Marca: NRG SYSTEMS

Modelo: SYMPHONIE con 6 entradas digitales y 6 entradas análogas.

S/N: 30901624

Intervalo de registro: 10 segundos Intervalo para promedio: 10 minutos.




180

Figura 83 Estación de monitoreo de viento

Torre

Tubular 50 m: tubería de acero de 6” y 2mm de espesor

Marca: Proviento SA

Figura 84 Anemómetro 1 NRG

Anemómetro 1 Marca: NRG Modelo: 27106D/08234 S/N: 53854 TEST LETTER/POSITION: B 7 Calibración: OTECH ENGINEERING nº 15505 Slope: 0,7669 m/s / Hz Offset: 0,392 m/s Altura medición: 50 m NOTA: El anemómetro desapareció el martes 06 de abril del 2004 posiblemente por velocidades muy fuertes. Anemómetro 2 Marca: NRG Modelo: 27106D/08234




181

S/N: 53854 TEST LETTER / POSITION: B 8 Calibración: OTECH ENGINEERING nº 15506 Slope: 0,7680 m/s / Hz Offset: 0,374 m/s Altura medición: 40 m Anemómetro 3 Marca: NRG Modelo: 27106D/08234, S/N: 53818 TEST LETTER/POSITION: C 2 Calibración: OTECH ENGINEERING nº 15507 Slope: 0,7613 m/s / Hz Offset: 0,343 m/s Altura medición: 30 m

Veleta 1,2,3

Figura 85 Veleta NRG 200P

Marca: NRG Modelo: 200P Precisión: Precisión Wind Direction Vane – 10K S/N: sin serie Calibración: no Slope: 0.351 Offset: +78.00 deg Altura medición: 50 m Veleta 2 Marca: NRG Modelo: 200P Precisión: Precisión Wind Direction Vane – 10K S/N: sin serie Calibración: no Slope: 0.351 Offset: +78.00 deg Altura medición: 30 m




182

Figura 86 Temperatura NRG

Temperatura Marca: NRG Modelo: #110S S/N: Calibración: no Slope: 0.1356 Offset: -86.390 Altura medición: 2.5 METROS SOBRE EL NIVEL DEL TERRENO

Figura 87 Irradiación solar NRG

Irradiación solar Marca: NRG Modelo: LI-200SZ S/N: PY42683 Calibración: si slope:1.32 offset:0 Altura medición: 3 m.




183

Figura 88 Barómetro NRG BP20

Barómetro Marca: NRG Modelo: BP20 S/N: 18051851 Calibración: si Slope: 0.04255 kPa Offset: 65.675 kPa Altura medición: 2.0 METROS SOBRE EL NIVEL DEL TERRENO *ESTA DESCONECTADO Y LAS LECTURAS OBTENIDAS NO SE LAS CONSIDERA VALIDAS

Figura 89 Humedad Relativa NRG RH 5V

Humedad Relativa

Marca: NRG Modelo: RH 5V S/N: sin serie Calibración: no slope:0.098 offset:0 Altura medición: 3 m. fecha: 09 DE SEPTIEMBRE DEL 2004




184

ANEXOS III

Sensibilidad al nivel de apalancamiento; Las celdas de la Columna Propio

Externo en Color verde indican el punto neutral del proyecto Base Villonaco;

los demás valores indican el rango de variación.

INGRESOS=MERCADO SPOT


5/95 21,39% $ 11.356.368,58

10/90 22,78% $ 12.754.791,44

20/80 25,71% $ 15.551.637,16

21,95/78,05 26,31% $ 16.097.022,07

30/70 28,84% $ 18.348.482,87

50/50 35,66% $ 23.942.174,31

80/20 46,96% $ 32.332.711,46

100/0 55,00% $ 37.926.402,89

$ -

$ 5.000.000,00

$ 10.000.000,00

$ 15.000.000,00

$ 20.000.000,00

$ 25.000.000,00

$ 30.000.000,00

$ 35.000.000,00

$ 40.000.000,00

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

5/95 10/90 20/8021,95/78,0530/70 50/50 80/20 100/0

VA

N (

USD

)

TIR

Propio/externo

Variación financiamiento propio v/s TIR y VAN

TIR VAN




185

Sensibilidad al nivel de apalancamiento porcentaje de interés en el préstamo

TIR VAN

3,0% 29,53% $ 18.611.570,68

5,0% 26,31% $ 16.097.022,07

7,0% 23,38% $ 13.582.473,47

10,0% 19,52% $ 9.810.650,56

12% 17,28% $ 7.296.101,95

Sensibilidad al pago de la deuda

Pago deuda (años)

TIR VAN

4 15,69% $ 8.167.051,18

6 17,24% $ 9.983.742,87

10 20,86% $ 12.930.846,73

12 22,78% $ 14.127.818,97

16 26,31% $ 16.097.022,07

20 29,08% $ 17.626.858,14

$ -

$ 2.000.000,00

$ 4.000.000,00

$ 6.000.000,00

$ 8.000.000,00

$ 10.000.000,00

$ 12.000.000,00

$ 14.000.000,00

$ 16.000.000,00

$ 18.000.000,00

$ 20.000.000,00

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

3,0% 5,0% 7,0% 10,0% 12%

VA

N (

USD

)

TIR

Propio/externo

Variación interes anual v/s TIR y VAN

Series1




186

Sensibilidad con respecto a la Tasa de descuento

Tasa de descuento

VAN

4% $ 48.649.290,18

6% $ 36.840.206,34

8% $ 27.987.876,38

10% $ 21.266.063,74

12% $ 16.097.022,07

14% $ 12.072.464,23

$ - $ 2.000.000,00 $ 4.000.000,00 $ 6.000.000,00 $ 8.000.000,00 $ 10.000.000,00 $ 12.000.000,00 $ 14.000.000,00 $ 16.000.000,00 $ 18.000.000,00 $ 20.000.000,00

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

4 6 10 12 16 20

VA

N (

USD

)

TIR

Años

Variación plazo de pago deuda v/s TIR y VAN VILLONACO

TIR




187

Sensibilidad al periodo de la Amortización

Años amortización

TIR VAN

8 30,55% $ 18.211.010,30

12 27,83% $ 17.014.477,37

16 26,31% $ 16.097.022,07

20 25,34% $ 15.384.268,68

Sensibilidad a porcentaje de la inflación

0

10.000.000

20.000.000

30.000.000

40.000.000

50.000.000

60.000.000

4% 6% 8% 10% 12% 14%

VA

N (

USD

)

Tasa Descuento

Variación de la tasa de descuento v/s VAN

VAN

$ 13.500.000,00 $ 14.000.000,00 $ 14.500.000,00 $ 15.000.000,00 $ 15.500.000,00 $ 16.000.000,00 $ 16.500.000,00 $ 17.000.000,00 $ 17.500.000,00 $ 18.000.000,00 $ 18.500.000,00

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

8 12 16 20

VA

N (

USD

)

TIR

Años Amortizacion

Variación periodo de amortización v/s TIR y VAN ECUADOR

TIR VAN




188

Inflación TIR VAN

1 20,22% $ 7.417.992,35

2,5 23,33% $ 11.427.397,26

4 26,31% $ 16.097.022,07

6 30,11% $ 23.573.742,75

8 33,76% $ 32.828.477,77

TARIFA PROPUESTA A: TARIFA 1g; REGULADA SIN INGRESOS DE CERS.

Sensibilidad al nivel de Apalancamiento. Interno/externo (Préstamo) Las celdas

de Color verde indican el punto neutral del proyecto Base Villonaco; los demás

valores indican el rango de variación

INGRESOS=TARIFA REGULADA


5/95 11,77% $ (264.237,61)

10/90 13,02% $ 1.134.185,25

20/80 15,71% $ 3.931.030,96

21,95/78,05 16,26% $ 4.476.415,88

30/70 18,64% $ 6.727.876,68

50/50 25,24% $ 12.321.568,11

80/20 36,69% $ 20.712.105,26

100/0 45,02% $ 26.305.796,69

$ (5.000.000,00)

$ -

$ 5.000.000,00

$ 10.000.000,00

$ 15.000.000,00

$ 20.000.000,00

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

1 2,5 4 6 8

VA

N (

USD

)

TIR

Inflación

Variación de la inflación de amortización v/s TIR y VAN ECUADOR

TIR VAN




189

Sensibilidad al porcentaje de préstamo de Interés.

Interés anual TIR VAN

3,0% 19,11% $ 6.990.964,48

5,0% 16,26% $ 4.476.415,88

7,0% 13,75% $ 1.961.867,27

10,0% 10,54% $ (1.809.955,64)

12% 8,71% $ (4.324.504,24)

$ (5.000.000,00)

$ -

$ 5.000.000,00

$ 10.000.000,00

$ 15.000.000,00

$ 20.000.000,00

$ 25.000.000,00

$ 30.000.000,00

0%

10%

20%

30%

40%

50%

5/95 10/90 20/8021,95/78,0530/70 50/50 80/20 100/0

VA

N (

USD

)

TIR

Propio/externo

Variación financiamiento propio v/s TIR y VAN

Series1

$ (6.000.000,00)

$ (4.000.000,00)

$ (2.000.000,00)

$ -

$ 2.000.000,00

$ 4.000.000,00

$ 6.000.000,00

$ 8.000.000,00

0%

5%

10%

15%

20%

25%

3,0% 5,0% 7,0% 10,0% 12%

VA

N (

USD

)

TIR

Propio/externo

Variación interes anual v/s TIR y VAN

Series1




190

Sensibilidad al nivel pago de la deuda en años.

Pago deuda (años) TIR VAN

4 10,35% $ (3.453.555,01)

6 11,10% $ (1.636.863,33)

10 12,93% $ 1.310.240,53

12 13,99% $ 2.507.212,77

16 16,26% $ 4.476.415,88

20 18,45% $ 6.006.251,94

Sensibilidad a la Tasa de descuento: Tarifa 1

Tasa de descuento VAN

4% $ 24.585.890,20

6% $ 17.192.629,25

8% $ 11.712.178,25

10% $ 7.599.746,59

12% $ 4.476.415,88

14% $ 2.075.932,59

$ (4.000.000,00)

$ (2.000.000,00)

$ -

$ 2.000.000,00

$ 4.000.000,00

$ 6.000.000,00

$ 8.000.000,00

0%

5%

10%

15%

20%

4 6 10 12 16 20

VA

N (

USD

)

TIR

Años

Variación plazo de pago deuda v/s TIR y VAN VILLONACO

TIR




191

Sensibilidad respecto años de amortización con Tarifa 1 Propuesta.

Años amortización TIR VAN

8 19,42% $ 6.590.404,10

12 17,44% $ 5.393.871,17

16 16,26% $ 4.476.415,88

20 15,46% $ 3.763.662,48

0

5.000.000

10.000.000

15.000.000

20.000.000

25.000.000

30.000.000

4% 6% 8% 10% 12% 14%

VA

N (

USD

)

Tasa Descuento

Variación de la tasa de descuento v/s VAN

VAN

$ -

$ 1.000.000,00

$ 2.000.000,00

$ 3.000.000,00

$ 4.000.000,00

$ 5.000.000,00

$ 6.000.000,00

$ 7.000.000,00

0%

5%

10%

15%

20%

25%

8 12 16 20

VA

N (

USD

)

TIR

Años Amortizacion

Variación periodo de amortización v/s TIR y VAN ECUADOR

TIR VAN




192

Sensibilidad respecto porcentaje de inflación de Ecuador de amortización con

Tarifa 1 Propuesta.

Inflación TIR VAN

1 9,90% $ (1.785.700,70)

2,5 13,17% $ 1.111.440,12

4 16,26% $ 4.476.415,88

6 20,15% $ 9.848.679,00

8 23,86% $ 16.479.446,18




193

ANEXOS IV

COMANDOS EN MATLAB PARA REALIZAR EXPORTACION DE DATOS

DESDE EXCEL, GRAFICACION DE TIR%, INTERPOLACION POLINOMIAL N,

CURVA PRECIO PLAZO

%Leemos los datos del Flujo de Caja desde excel e importa a matlab en %varibles clc TD=xlsread('FLUJOS DE CAJA RESULTOS

VILLONACO.xlsx','hoja1','D110:D130'); TIEMPO=xlsread('FLUJOS DE CAJA RESULTOS

VILLONACO.xlsx','hoja1','E110:E130'); TIR1=xlsread('FLUJOS DE CAJA RESULTOS

VILLONACO.xlsx','hoja1','F110:F130'); TIR2=xlsread('FLUJOS DE CAJA RESULTOS

VILLONACO.xlsx','hoja1','H110:H130'); TIR3=xlsread('FLUJOS DE CAJA RESULTOS

VILLONACO.xlsx','hoja1','J110:J130'); TIR4=xlsread('FLUJOS DE CAJA RESULTOS

VILLONACO.xlsx','hoja1','L110:L130'); TIR5=xlsread('FLUJOS DE CAJA RESULTOS

VILLONACO.xlsx','hoja1','N110:N130'); TIR6=xlsread('FLUJOS DE CAJA RESULTOS

VILLONACO.xlsx','hoja1','P110:P130'); TIR7=xlsread('FLUJOS DE CAJA RESULTOS

VILLONACO.xlsx','hoja1','R110:R130'); TIR8=xlsread('FLUJOS DE CAJA RESULTOS

VILLONACO.xlsx','hoja1','T110:T130'); TIR9=xlsread('FLUJOS DE CAJA RESULTOS

VILLONACO.xlsx','hoja1','V110:V130'); TIR10=xlsread('FLUJOS DE CAJA RESULTOS

VILLONACO.xlsx','hoja1','X110:X130'); TIR11=xlsread('FLUJOS DE CAJA RESULTOS

VILLONACO.xlsx','hoja1','Z110:Z130'); TIR12=xlsread('FLUJOS DE CAJA RESULTOS

VILLONACO.xlsx','hoja1','AB110:AB130'); %plot(TIEMPO,TIR1,TIEMPO,TIR2,TIEMPO,TIR3,TIEMPO,TIR4,TIEMPO,TIR5,TIEMP

O,TIR6,TIEMPO,TIR7,TIEMPO,TIR8,TIEMPO,TIR9,TIEMPO,TIR10,TIEMPO,TIR11,TI

EMPO,TIR12,TIEMPO,TD) grid on %t = [1 2 3 4 5]; %m = [3 5 7 5 6]; p1 = polyfit (TIEMPO, TIR1,5); p2 = polyfit (TIEMPO, TIR2,5); p3 = polyfit (TIEMPO, TIR3,5); p4 = polyfit (TIEMPO, TIR4,5); p5 = polyfit (TIEMPO, TIR5,5); p6 = polyfit (TIEMPO, TIR6,5); p7 = polyfit (TIEMPO, TIR7,5); p8 = polyfit (TIEMPO, TIR8,5); p9 = polyfit (TIEMPO, TIR9,5);




194

p10 = polyfit (TIEMPO, TIR10,5); p11 = polyfit (TIEMPO, TIR11,5); p12 = polyfit (TIEMPO, TIR12,5); f = polyval (p1, TIEMPO); %f = polyval (p, x) %m=poly(f) %plot (TIEMPO, TIR1, 'o',TIEMPO, f,'-')

x=1:0.001:100;

%z=polyval(p,2488); for i=1:x

y1=polyval(p1,x); y2=polyval(p2,x); y3=polyval(p3,x); y4=polyval(p4,x); y5=polyval(p5,x); y6=polyval(p6,x); y7=polyval(p7,x); y8=polyval(p8,x); y9=polyval(p9,x); y10=polyval(p10,x); y11=polyval(p11,x); y12=polyval(p12,x);

end [m1 i1]=min(abs(y1-7.63)); [m2 i2]=min(abs(y2-7.63)); [m3 i3]=min(abs(y3-7.63)); [m4 i4]=min(abs(y4-7.63)); [m5 i5]=min(abs(y5-7.63)); [m6 i6]=min(abs(y6-7.63)); [m7 i7]=min(abs(y7-7.63)); [m8 i8]=min(abs(y8-7.63)); [m9 i9]=min(abs(y9-7.63)); [m10 i10]=min(abs(y10-7.63)); [m11 i11]=min(abs(y11-7.63)); [m12 i12]=min(abs(y12-7.63));

x1=x(i1) x2=x(i2) x3=x(i3) x4=x(i4) x5=x(i5) x6=x(i6) x7=x(i7) x8=x(i8) x9=x(i9) x10=x(i10) x11=x(i11) x12=x(i12) y1=polyval(p1,x1) y2=polyval(p2,x2)




195

pr=[2.87 2.97 3 1.98 1.50 1.20 1 0.90 0.80 0.70 0.60 0.50]

X=[x1 x2 x3 x4 x5 x6 x7 x8 x9 x10 x11 x12] subplot(2,2,1); plot(TIEMPO,TIR1,TIEMPO,TIR2,TIEMPO,TIR3,TIEMPO,TIR4,TIEMPO,TIR5,TIEMPO

,TIR6,TIEMPO,TIR7,TIEMPO,TIR8,TIEMPO,TIR9,TIEMPO,TIR10,TIEMPO,TIR11,TIE

MPO,TIR12,TIEMPO,TD) grid on %axis([xmin xmax ymin ymax]) title('CURVA FIJACION PLAZO TIR VS T') xlabel('Tiempo[años]') ylabel('TIR[%]') legend1('TIR'); grid on subplot(2,2,2); plot(TIEMPO,f) title('AJUSTE POR REGRESION N=6') xlabel('Tiempo[años]') ylabel('TIR[%]') grid on subplot(2,2,3); plot(X,pr) title('CURVA PRECIO PLAZO') xlabel('Tiempo[años]') ylabel('PRECIO [usd/gal]') %h=(x12-x11)/(x11)*100 g=1:1:12 for j=2:12 z=(X(j)-X(j-1))/X(j)*100; end minimavariacion=min(abs(z)) [minimo,indice]=min((abs(z))); precio=pr(indice);

disp('El precio de minima variacion es') disp(precio)

Codigo para obtnere medi y moda

x=[1.65 1.82 1.72 1.75 1.73 1.85 1.90 1.74 1.76 1.77]; ans=1.7690 std(x) ans=0.0713

Función de distribución de Weibull

Para realizar esto en Matlab se ha creado el siguiente código :

c=1; K=[1.2 1.6 2.0 2.4 2.8]; colores=['r' 'b' 'k' 'g' 'm']; f=@(k,x) (k/c)*((x/c).^(k-1)).*exp(-(x/c).^k); x=linspace(0,2.5,100); hold on for i=1:length(K) plot(x,f(K(i),x),colores(i),'displayName',num2str(K(i))) end ylim([0 1.2])




196

xlabel('x') ylabel('f(x)') title('Función de Weibull') legend('-DynamicLegend','location','NorthEast') hold off

Para la comprobación tenemos el siguiente código en Matlab:

k=2.8;c=1; f=@(x) (k/c)*((x/c).^(k-1)).*exp(-(x/c).^k); quad(f,0,3) %area bajo la curva f(x) g=@(x) x.*f(x); quad(g,0,3) %valor medio c*gamma(1+1/k) %valor medio

Ajuste No Lineal clear,clc velocidad=xlsread('WhiteDeer2013','Mar','F2:F745'); %interpolar si es necesario if any(isnan(velocidad)) %si hay algún NaN x=1:length(velocidad); i=find(~isnan(velocidad)); velocidad=interp1(x(i),velocidad(i),x); end %histograma x=0.5:1:max(velocidad); horas=hist(velocidad,x);

%convierte a frecuencias y ajusta a la función de Weibull frec=horas/sum(horas);

f=@(a,x) (a(1)/a(2))*((x/a(2)).^(a(1)-1)).*exp(-(x/a(2)).^a(1)); a0=[2 8]; %valor inicial de los parámetros af=nlinfit(x,frec,f,a0) hold on

%diagrama de frecuencias bar(x,frec,'c');

%representa la curva de ajuste x=linspace(0,max(velocidad),100); y=f(af,x); plot(x,y,'r')

title('Ajuste a la función Weibull') xlabel('Velocidad') ylabel('Frecuencia') hold off

Resolucion de Ajueste lineal de Weibull en Matlab:




197

Este proceso lo podemos resolver en Matlab con el siguiente código:

%histograma x=0.5:1:max(velocidad40); horas=hist(velocidad40,x); frec=horas/sum(horas); %frecuencias %convierte a frecuencias acumuladas y ajusta a una línea recta fcum=cumsum(frec); z=log(-log(1-fcum)); z(length(z))=[]; u=log(x); u(length(z))=[]; p=polyfit(u,z,1) %p(1) es la pendiente y p(2) es la ordenada en el

origen hold on %representa la juste plot(u,z,'ro','markersize',4,'markerfacecolor','r') z=p(1)*u+p(2); plot(u,z,'b') title('Ajuste lineal') xlabel('x') ylabel('y') %% %representación gráfica de frecuencias y función de Weibull figure k=p(1) c=exp(-p(2)/k) f=@(x) (k/c)*((x/c).^(k-1)).*exp(-(x/c).^k); %función de Weibull hold on %diagrama de barras bar(x,frec,'c'); %representa la curva de juste x=linspace(0,max(velocidad),100); plot(x,f(x),'r') title('Ajuste a la función Weibull') xlabel('Velocidad') ylabel('Frecuencia') hold off

Rosa de Vientos en Villonaco con Matlab:

%diagrama polar figure(1) angulo = angulo * pi/180; rose(angulo) hline = findobj(gca,'Type','line'); set(hline,'LineWidth',1.5) title('Direcciones del viento')

%____________________________________________________________________________

__

%%Energia suminstrada por un AEROGENERADOR DESDE UNA BASE DE DATOS

EXCEL clear,clc potencia=xlsread('pc_acciona','AW 70-1500 Class I','B2:B52'); x=0:0.5:25; %velocidad




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hold on plot(x,potencia,'ro','markersize',2,'markerfacecolor','r') plot(x, potencia,'b') title('Curva de potencia de un aerogenerador'); ylim([-10 1550]) xlabel('velocidad') ylabel('potencia') grid on hold off

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