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ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL
FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y
ELECTRÓNICA
PROPUESTA DE MECANISMOS DE INCLUSIÓN DE VEHÍCULOS
ELÉCTRICOS EN EL SECTOR RESIDENCIAL Y ESQUEMAS DE
TARIFACIÓN HORARIA EN EL SECTOR INDUSTRIAL EN ECUADOR
PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO
ELÉCTRICO
CALLE CÁCERES SANTIAGO DAVID
CAÑIZARES SALTOS CARLOS OMAR
DIRECTOR: Dr. Ing.- PAÚL FABRICIO VÁSQUEZ MIRANDA
Quito, marzo 2019
I
DECLARACIÓN
Nosotros, Santiago David Calle Cáceres y Carlos Omar Cañizares Saltos, declaramos
bajo juramento que el trabajo aquí descrito es de nuestra autoría; que no ha sido
previamente presentada para ningún grado o calificación profesional; y, que hemos
consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.
A través de la presente declaración cedemos nuestros derechos de propiedad
intelectual correspondientes a este trabajo, a la Escuela Politécnica Nacional, según
lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la
normatividad institucional vigente.
__________________________ _________________________
Santiago David Calle Cáceres Carlos Omar Cañizares Saltos
II
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue desarrollado por Santiago David Calle Cáceres y
Carlos Omar Cañizares Saltos, bajo mi supervisión.
________________________________
Dr. Ing.- Paúl Fabricio Vásquez Miranda
DIRECTOR DEL PROYECTO
III
AGRADECIMIENTO
Las palabras exactas son aquellas que te salen del corazón en el momento correcto.
Y la forma de agradecer es demostrar que todo se puede cumplir a base de esfuerzo,
trabajo y dedicación.
En primer lugar, gracias a Dios Padre, por permitirme culminar una etapa de mi vida
con las personas que más aprecio en este mundo.
Gracias a mi familia por ser pacientes en mi camino de aprendizaje, por guiarme,
apoyarme, corregirme y, en fin, por ayudarme a llegar a ser quien soy.
A mi “Apá”, por la constante presión para culminar lo que se inicia. A mi madre querida,
“Lambita”, por enseñarme que siempre se podrá salir adelante, a pesar de los
obstáculos. A mi hermano “George”, por enseñarme que las cosas llegan cuando es
el momento, no se debe perder la esperanza. A “Camilais”, por enseñarme que si
quieres hacer algo debes trabajar para ello. A “Paitos”, por ser la estrella de mi vida. A
“Patita”, por enseñarme que nunca es tarde para seguir tus sueños.
A mi compañero de tesis y amigo: Carlitos. Gracias por la ayuda y amistad que me has
brindado desde que iniciamos la carrera. Por personas como tú (buena persona), sé
que en el futuro hay esperanza para la humanidad.
Gracias a mis amigos: Leo, Karlis, Jona, Xavi, Danny, Fer, Pame, Aleja, Geovy, Paúl,
por permitirme haber compartido todo tipo de experiencias en ámbitos académicos,
sociales y deportivos. Gracias por ser mi familia en la Universidad.
Gracias al Dr. Vásquez por el apoyo durante el desarrollo del proyecto de titulación.
Por último, deseo agradecer a todas las personas que de una u otra manera han
influenciado en mi vida para culminar el presente proyecto de titulación.
Santiago David Calle Cáceres
IV
AGRADECIMIENTO
A Dios que siempre está presente y guía cada uno de los pasos que doy en la vida.
A mis padres y hermanos Oswaldo, Ruth, Katherine y Kevin por el apoyo y sobre todo
la paciencia que me han brindado.
Al Dr. Paúl Vásquez por su colaboración y consejos que han permitido el desarrollo
exitoso de este proyecto de titulación.
A mi amigo San que confió en mi para ser su compañero de tesis, que a pesar de las
dificultades que se presentaron logramos dar este gran paso en nuestra vida
profesional.
A los amigos que la vida universitaria me permitió conocer y que ahora los considero
como mi segunda familia: Dany, Karlita, Pame, Gio, Fer, Aleja, Vicko, Carla, Leo, Xavi
y Jona por todos los momentos buenos y malos que compartimos juntos.
A los ingenieros de la EEQ S.A. y ARCONEL que ayudaron con sus conocimientos e
información en el desarrollo del proyecto.
Finalmente, agradezco a todas las personas que han puesto su granito de arena en mi
vida: familia, compañeros de la poli, amigos de barrio (Club 21 de Agosto) y
especialmente a Ely.
Carlos Omar Cañizares Saltos
V
DEDICATORIA
A Luchito, Laurita, Tote, Milo, Paitos y Andresito por ser mi fuente de inspiración para
luchar.
Santiago David Calle Cáceres
VI
DEDICATORIA
Para Oswaldo y Ruth, todo lo que hago es por ellos y para ellos.
Carlos Omar Cañizares Saltos
VII
ÍNDICE DE CONTENIDO
DECLARACIÓN ........................................................................................................................ I
CERTIFICACIÓN ..................................................................................................................... II
AGRADECIMIENTO ............................................................................................................... III
DEDICATORIA ......................................................................................................................... V
ÍNDICE DE CONTENIDO .................................................................................................... VII
ÍNDICE DE TABLAS ........................................................................................................... XIII
ÍNDICE DE FIGURAS .......................................................................................................... XV
RESUMEN ............................................................................................................................ XIX
PRESENTACIÓN .................................................................................................................. XX
CAPÍTULO 1 .............................................................................................................................. 1
ANTECEDENTES ...................................................................................................................... 1
1.1. INTRODUCCIÓN. ................................................................................................................... 1
1.2. JUSTIFICACIÓN. .................................................................................................................... 3
1.3. OBJETIVO GENERAL. ........................................................................................................... 4
1.4. OBJETIVOS ESPECÍFICOS. .................................................................................................. 4
1.5. ALCANCE. .............................................................................................................................. 5
CAPÍTULO 2 .............................................................................................................................. 6
REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA ................................................................................................... 6
2.1. SISTEMA ELÉCTRICO ECUATORIANO ACTUAL. .......................................................... 6
2.1.1. INSTITUCIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO. ................................... 7
2.1.1.1. Ministerio de Electricidad y Energía Renovable (MEER)............................................... 7
2.1.1.2. Agencia de Regulación y Control de Electricidad (ARCONEL)..................................... 7
2.1.1.3. Centro Nacional de Control de Energía (CENACE). ...................................................... 7
2.1.2. ENTIDADES DEL SECTOR ELECTRICO ECUATORIANO. ........................................... 8
2.1.2.1. Empresas de Generación. ................................................................................................. 8
2.1.2.2. Empresas de Autogeneración. .......................................................................................... 8
2.1.2.3. Empresas de Transmisión. ............................................................................................... 8
VIII
2.1.3.4. Empresas de Distribución y Comercialización. ............................................................... 9
2.2. ESQUEMAS TARIFARIOS ELÉCTRICOS. .......................................................................... 9
2.2.1. MODELO DE MERCADO DEL SECTOR ELÉCTRICO. .............................................. 10
2.2.1.1. Modelo de Mercado de Monopolio. ........................................................................... 10
2.2.1.2. Modelo de Mercado de Comprador Único. ................................................................ 11
2.2.1.3. Modelo de Mercado Mayorista. ................................................................................. 11
2.2.1.4. Modelo de Mercado Minorista. .................................................................................. 12
2.2.1.5. Modelo de Mercado Spot. .......................................................................................... 12
2.2.2. MERCADO DE CONTRATOS DEL SECTOR ELÉCTRICO. .......................................... 13
2.2.2.1. Modelo de Contratación Bilateral. ............................................................................. 13
2.2.3. COSTOS Y TARIFAS DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA. ............................................... 14
2.2.3.1. Costos y Tarifas de Generación.................................................................................. 15
2.2.3.2. Costos y Tarifas de Transmisión. ............................................................................... 17
2.2.3.3. Costos y Tarifas de Distribución. ............................................................................... 18
2.2.4. SUBSIDIOS SECTOR ELÉCTRICO. .............................................................................. 19
2.2.5. CONSUMIDORES DEL SECTOR INDUSTRIAL. ......................................................... 20
2.2.6. TARIFAS ELÉCTRICAS DEL SECTOR INDUSTRIAL................................................ 21
2.2.6.1. Alta Tensión. .............................................................................................................. 21
2.2.6.2. Media Tensión. ........................................................................................................... 21
2.2.6.3. Baja Tensión. .............................................................................................................. 22
2.2.7. TARIFAS ELÉCTRICAS A NIVEL MUNDIAL DEL SECTOR INDUSTRIAL. .......... 24
2.2.7.1. Programa My Power. .................................................................................................. 24
2.2.7.2. Peak Day Pricing. ....................................................................................................... 25
2.2.7.3. Servicio de Gestión de Interrumpibilidad. ................................................................. 26
2.3. VEHÍCULOS ELÉCTRICOS. ................................................................................................ 28
2.3.1. DEFINICIÓN. ................................................................................................................... 28
2.3.2. ANTECEDENTES. ........................................................................................................... 30
2.3.3. TIPOS DE VEHÍCULOS ELÉCTRICOS. ........................................................................ 32
2.3.3.1. Vehículo Eléctrico Híbrido- Hybrid Electric Vehicle - Plug in Hybrid. .................... 32
2.3.3.2. Vehículo Eléctrico de Rango Extendido- Range Extended Electric Vehicle. ............ 32
2.3.3.3. Vehículo Eléctrico de Pila de Combustible- Fuel Cell Electric Vehicle. ................... 32
IX
2.3.3.4. Vehículo Eléctrico de Batería- Battery Electric Vehicle. ........................................... 33
2.3.4. FUNCIONAMIENTO DE UN VEHÍCULO ELÉCTRICO. ............................................. 33
2.3.4.1. Motor Eléctrico para VE’s. ........................................................................................ 34
2.3.4.2. Baterías de Alto Voltaje para VE’s. ........................................................................... 35
2.3.4.3. Controladores de VE’s. .............................................................................................. 44
2.3.4.4. Cargadores y Conectores para VE’s. .......................................................................... 44
2.3.4.5. Sistema de Frenado para VE’s. .................................................................................. 45
2.3.5. ESQUEMAS DE CARGA DEL VEHÍCULO ELÉCTRICO. .......................................... 45
2.3.5.1. Normas de Conexión de VE´s al Sistema de Carga. .................................................. 46
2.3.5.2. Niveles de Voltaje para la Carga de VE’s. ................................................................. 47
2.3.6. VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL USO DE VEHÍCULOS ELÉCTRICOS. ............. 48
2.3.6.1. Ventajas del uso de VE’s. .......................................................................................... 49
2.3.6.2. Desventajas del uso de VE’s. ..................................................................................... 49
2.3.7. VEHÍCULOS ELÉCTRICOS Y SU IMPACTO. .............................................................. 49
2.3.7.1. Vehículos Eléctricos en el Mundo.............................................................................. 50
2.3.7.2. Vehículos Eléctricos en un Sistema Eléctrico de Distribución. ................................. 55
2.3.7.3. Impactos de los Vehículos Eléctricos. ........................................................................ 57
2.4. CONCEPTOS ELÉCTRICOS ADICIONALES. ................................................................... 58
2.4.1. DEMANDA. ...................................................................................................................... 58
2.4.2. CURVAS HORARIAS DE DEMANDA. ......................................................................... 59
2.4.3. FACTOR DE CARGA. ..................................................................................................... 60
2.5. HERRAMIENTAS MATEMÁTICAS. .................................................................................. 60
2.5.1. CORRELACIÓN. .............................................................................................................. 61
2.5.2. MÉTODO DE MONTE CARLO ...................................................................................... 63
2.5.2.1. Proceso del Método de Monte Carlo. ............................................................................ 63
2.5.2.2. Metodología del Método de Monte Carlo. ..................................................................... 64
2.5.3. FUNCIÓN DE DISTRIBUCIÓN LOGARÍTMICA. ........................................................ 66
2.5.4. SOLVER DE MICROSOFT EXCEL. ............................................................................... 67
CAPÍTULO 3 ............................................................................................................................ 69
ESQUEMAS DE TARIFACIÓN HORARIA EN EL SECTOR INDUSTRIAL ..................... 69
3.1. METODOLOGÍA DE DESARROLLO DE ESQUEMAS DE TARIFACIÓN HORARIA EN
EL SECTOR INDUSTRIAL. ................................................................................................. 69
X
3.1.1. IDENTIFICACIÓN DE INDUSTRIAS APTAS PARA UN NUEVO ESQUEMA DE TARIFACIÓN HORARIA. ............................................................................................... 71
3.1.1.1. Determinación de la curva horaria de demanda de la distribuidora. .......................... 71
3.1.1.2. Determinación de la subestación con alto consumo industrial. .................................. 72
3.1.1.3. Determinación del alimentador con curva horaria similar a la distribuidora. ............ 72
3.1.1.4. Determinación de industrias para aplicar el nuevo esquema de tarifación horaria. ... 72
3.1.2. CRITERIOS PARA PROPONER UN NUEVO ESQUEMA DE TARIFACIÓN HORARIA EN EL SECTOR INDUSTRIAL. ...................................................................................... 72
3.1.3. APLICACIÓN DEL NUEVO ESQUEMA DE TARIFACIÓN HORARIA A LA INDUSTRIA. ..................................................................................................................... 73
3.1.4. ANÁLISIS DE RESULTADOS ESQUEMAS DE TARIFACIÓN HORARIA. .............. 73
3.1.5. PROPUESTA DEL NUEVO ESQUEMA DE TARIFACIÓN HORARIA EN EL SECTOR INDUSTRIAL. .................................................................................................................. 73
3.2. APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA DE DESARROLLO DE ESQUEMAS DE
TARIFACIÓN HORARIA EN EL SECTOR INDUSTRIAL. ............................................... 74
3.2.1. IDENTIFICACIÓN DE INDUSTRIAS APTAS PARA UN NUEVO ESQUEMA DE TARIFACIÓN HORARIA. ............................................................................................... 74
3.2.1.1. Determinación de la curva horaria de demanda de la EEQ. ....................................... 74
3.2.1.2. Determinación de la subestación con alto consumo industrial. .................................. 76
3.2.1.3. Determinación del alimentador con curva similar a la EEQ. ..................................... 82
3.2.1.4. Determinación de industrias para aplicar el nuevo esquema de tarifación horaria. ... 82
3.2.2. CRITERIOS DE PROPUESTA DEL NUEVO ESQUEMA TARIFARIO. ..................... 86
3.2.2.1. Periodos de tiempo para el nuevo esquema tarifario. ................................................. 86
3.2.2.2. Rangos de costos para el nuevo esquema de tarifación. ............................................. 87
3.2.2.3. Consideración del Factor de Carga para el nuevo Esquema de Tarifación. ............... 88
3.2.2.4. Consideración de la Potencia para el nuevo Esquema de Tarifación. ........................ 89
3.2.2.5. Consideración de la Energía Consumida para el nuevo Esquema de Tarifación. ...... 89
3.2.2.6. Consideración del Costo de Consumo para el nuevo Esquema de Tarifación. .......... 89
3.2.3. APLICACIÓN DEL NUEVO ESQUEMA DE TARIFACIÓN HORARIA A LA INDUSTRIA. ..................................................................................................................... 90
3.2.4. ANÁLISIS DE RESULTADOS ESQUEMAS DE TARIFACIÓN HORARIA. .............. 92
3.2.5. PROPUESTA DEL NUEVO ESQUEMA DE TARIFACIÓN HORARIA EN EL SECTOR INDUSTRIAL. ................................................................................................................ 117
CAPÍTULO 4 .......................................................................................................................... 118
XI
INCLUSIÓN DE VEHÍCULOS ELÉCTRICOS EN EL SECTOR RESIDENCIAL ............. 118
4.1. METODOLOGÍA DE INCLUSIÓN DE VEHÍCULOS ELÉCTRICOS EN EL SECTOR
RESIDENCIAL. ................................................................................................................... 118
4.1.1. SELECCIÓN DE LA CURVA HORARIA DE DEMANDA PARA LA INCLUSIÓN DE VEHÍCULOS ELÉCTRICOS. ........................................................................................ 120
4.1.1.1. Determinación de la curva horaria de demanda de la distribuidora. ........................ 120
4.1.1.2. Determinación de la subestación con alto consumo residencial............................... 120
4.1.1.3. Determinación del alimentador con curva horaria similar a la distribuidora. .......... 121
4.1.2. GENERACIÓN DE LA CURVA DE RECARGA DE VE’s. ......................................... 121
4.1.3. SIMULACIÓN DE LA INCLUSIÓN DE LA CURVA DE RECARGA DE VE’s EN LA CURVA HORARIA DE DEMANDA DEL ALIMENTADOR. .................................... 122
4.1.4. ANÁLISIS DE RESULTADOS INCLUSIÓN DE VE’s. ............................................... 122
4.1.5. PROPUESTA DE MECANISMOS DE INCLUSIÓN DE VE’s. ................................... 123
4.2. APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA DE INCLUSIÓN DE VE’s EN EL SECTOR
RESIDENCIAL. ................................................................................................................... 123
4.2.1. SELECCIÓN DE LA CURVA HORARIA DE DEMANDA PARA LA INCLUSIÓN DE VEHÍCULOS ELÉCTRICOS. ........................................................................................ 123
4.2.1.1. Determinación de la curva horaria de demanda de la EEQ. ..................................... 124
4.2.1.2. Determinación de la subestación con alto consumo residencial............................... 126
4.2.1.3. Determinación del alimentador con curva similar a la EEQ. ................................... 131
4.2.2. GENERACIÓN DE LA CURVA DE RECARGA DE VE’s .......................................... 131
4.2.2.1. Determinación del Tipo de VE. ................................................................................ 131
4.2.2.2. Análisis del % de SOC. ............................................................................................ 134
4.2.3. INCLUSIÓN DE LA DEMANDA POR VE’s A LA CURVA HORARIA DE DEMANDA DEL ALIMENTADOR. .................................................................................................. 136
4.2.3.1. Determinación del número de VE’s a simular. ........................................................ 137
4.2.3.2. Determinación de escenarios de acuerdo al horario de recarga del VE. .................. 138
4.2.3.3. Determinación del número de simulaciones mediante método de Monte Carlo. ..... 139
4.2.4. ANÁLISIS DE RESULTADOS INCLUSIÓN DE VE’s. ............................................... 142
4.2.4.1. Escenario de Estudio 1. ............................................................................................ 142
4.2.4.2. Escenario de Estudio 2. ............................................................................................ 146
4.2.4.3. Escenario de Estudio 3. ............................................................................................ 149
4.2.4.4. Resultados inclusión de VE’s. .................................................................................. 153
XII
4.2.5. PROPUESTA DE MECANISMOS DE INCLUSIÓN DE VE’s. ................................... 155
4.2.5.1. Aspectos Comercial-Económico. ............................................................................. 155
4.2.5.2. Aspectos Técnicos. ................................................................................................... 156
CAPÍTULO 5 .......................................................................................................................... 157
ANÁLISIS FINAL, CONCLUSIONES, RECOMENDACIONES Y REFERENCIAS. ....... 157
5.1. ANÁLISIS FINAL. .............................................................................................................. 157
5.2. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. .................................................................. 158
5.3. REFERENCIAS ................................................................................................................... 160
ORDEN DE EMPASTADO
XIII
ÍNDICE DE TABLAS
TABLA 2.1. COMPONENTES DEL COSTO MEDIO DE GENERACIÓN.[18]....................... 17
TABLA 2.2. COSTO MEDIO POR COMPONENTE DE SERVICIO ELÉCTRICO.[18] .......... 19
TABLA 2.3. COMPOSICIÓN DE ACTIVIDADES MANUFACTURERAS.[21]........................ 21
TABLA 2.4. PLIEGO TARIFARIO INDUSTRIAL EEQ.[19] ................................................... 23
TABLA 2.5. PRECIO DE ENERGÍA PROGRAMA MY POWER .[22] ................................... 25
TABLA 2.6. TECNOLOGÍA DE BATERÍAS DE VE’S.[37] .................................................... 36
TABLA 2.7. VALORES DE VARIABLES DE LA BATERÍA ESPERADA A FUTURO.[37] ..... 38
TABLA 2.8. PARÁMETROS DE UNA CELDA DE BATERÍA UTILIZADA PARA VE’S.[38] ... 41
TABLA 2.9. NORMAS PARA LA CONEXIÓN DE VE’S.[37] ................................................. 46
TABLA 2.10. CLASIFICACIÓN DE NIVELES DE CARGA DE UNA BATERÍA DE VE’S.[37] 47
TABLA 2.11. CARACTERÍSTICAS DE COMUNICACIÓN PARA RECARGA DE BATERÍAS
DE VE’S.[37] ................................................................................................................. 48
TABLA 2.12. COMPARACIÓN DE CARACTERÍSTICAS ENTRE VCI Y VE’S.[37] .............. 49
TABLA 2.13. STOCK Y ESTACIONES DE VE’S SEGÚN PAÍSES.[40] ................................ 50
TABLA 3.1. PORCENTAJE DE CONSUMO INDUSTRIAL DE ALIMENTADORES EN
S/E.[46] ......................................................................................................................... 77
TABLA 3.2. RESUMEN DE CORRELACIONES ENTRE S/E Y EEQ EN EL SECTOR
INDUSTRIAL. ................................................................................................................ 81
TABLA 3.3. CARACTERÍSTICA DE USUARIOS INDUSTRIALES DEL ALIMENTADOR
37B.[46] ........................................................................................................................ 82
TABLA 3.4. TARIFAS INDUSTRIALES ALIMENTADOR 37B.[46] ....................................... 83
TABLA 3.5. USUARIOS INDUSTRIALES ALIMENTADOR 37B.[6] ...................................... 83
TABLA 3.6. USUARIOS INDUSTRIALES A APLICARSE LOS NUEVOS ESQUEMAS DE
TARIFACIÓN. ............................................................................................................... 85
TABLA 3.7. PERIODOS PARA LOS NUEVOS ESQUEMAS DE TARIFACIÓN. .................. 86
TABLA 3.8. PERIODOS PARA LOS NUEVOS ESQUEMAS DE TARIFACIÓN. .................. 88
TABLA 3.9. COSTOS DEL NUEVO ESQUEMA TARIFARIO. .............................................. 90
TABLA 3.10. COSTOS DEL NUEVO ESQUEMA TARIFARIO. ............................................ 91
TABLA 3.11. ANÁLISIS DEL FC MARZO DÍAS LABORABLES. ........................................ 102
TABLA 3.12. ANÁLISIS DEL FC MARZO FINES DE SEMANA. ........................................ 103
TABLA 3.13. ANÁLISIS DEL FC AGOSTO DÍAS LABORABLES....................................... 104
TABLA 3.14. ANÁLISIS DEL FC AGOSTO FINES DE SEMANA. ...................................... 105
TABLA 3.15. ANÁLISIS DEL FC FEBRERO FERIADOS. .................................................. 106
TABLA 3.16. ANÁLISIS VARIACIÓN DE ENERGÍA MARZO DÍAS LABORABLES. .......... 107
TABLA 3.17 ANÁLISIS VARIACIÓN DE ENERGÍA MARZO FINES DE SEMANA. ............ 108
TABLA 3.18. ANÁLISIS VARIACIÓN DE ENERGÍA AGOSTO DÍAS LABORABLES. ........ 109
TABLA 3.19. ANÁLISIS VARIACIÓN DE ENERGÍA AGOSTO FINES DE SEMANA. ........ 110
XIV
TABLA 3.20. ANÁLISIS VARIACIÓN DE ENERGÍA FEBRERO FERIADOS. .................... 111
TABLA 3.21. ANÁLISIS COSTO DE CONSUMO DE ENERGÍA MARZO DÍAS
LABORABLES. ........................................................................................................... 112
TABLA 3.22. ANÁLISIS COSTO DE CONSUMO DE ENERGÍA MARZO FINES DE
SEMANA. .................................................................................................................... 113
TABLA 3.23. ANÁLISIS COSTO DE CONSUMO DE ENERGÍA AGOSTO DÍAS
LABORABLES. ........................................................................................................... 114
TABLA 3.24. ANÁLISIS COSTO DE CONSUMO DE ENERGÍA AGOSTO FINES DE
SEMANA. .................................................................................................................... 115
TABLA 3.25. ANÁLISIS COSTO DE CONSUMO DE ENERGÍA FEBRERO FERIADOS. .. 116
TABLA 4.1. PORCENTAJE DE CONSUMO RESIDENCIAL DE ALIMENTADORES EN
S/E.[46] ....................................................................................................................... 126
TABLA 4.2. RESUMEN DE CORRELACIONES ENTRE S/E Y EEQ EN EL SECTOR
RESIDENCIAL. ........................................................................................................... 130
TABLA 4.3. PARÁMETROS DE UNA CELDA DE BATERÍA PARA LOS VE’S A
SIMULAR.[38] ............................................................................................................. 132
TABLA 4.4. PARÁMETROS DE CONSTRUCCIÓN DE UNA BATERÍA PARA VE A
SIMULAR.[38] ............................................................................................................. 132
TABLA 4.5. DETALLE DEL NÚMERO DE VE’S EN ESCENARIOS DE SIMULACIÓN.[46]138
TABLA 4.6. FACTORES DE CARGA DIFERENTES ESCENARIOS DE ESTUDIO. .......... 153
TABLA 4.7. FACTORES DE CARGA ESCENARIO DE ESTUDIO 3 A NIVEL DE
SUBESTACIÓN. ......................................................................................................... 154
TABLA 5.1. FC FINAL CONSIDERANDO LOS PROGRAMAS PROPUESTOS. ................ 157
XV
ÍNDICE DE FIGURAS
FIGURA 2.1. ESTRUCTURA DEL SISTEMA ELÉCTRICO ECUATORIANO.[4], [11]. ............ 6
FIGURA 2.2. MODELO DE MERCADO DE MONOPOLIO.[15] ............................................ 11
FIGURA 2.3. MODELO DE MERCADO REGULADO.[15] .................................................... 11
FIGURA 2.4. MODELO DE MERCADO MAYORISTA REGULADO ECUATORIANO.[15].... 12
FIGURA 2.5. COSTOS DE LA CADENA DE VALOR DE ENERGÍA ELÉCTRICA. [15] ........ 15
FIGURA 2.6. EMISIONES GLOBALES DE GASES DE EFECTO INVERNADERO.[30] ....... 29
FIGURA 2.7. SECTORES DE PARTICIPACIÓN DE EMISIONES DE CO2.[32] ................... 30
FIGURA 2.8. ESTRUCTURA DE LOS TIPOS DE VE’S.[35] ................................................. 33
FIGURA 2.9. ESTRUCTURA DEL VEHÍCULO ELÉCTRICO.[36] ......................................... 34
FIGURA 2.10. CURVAS DE CARGA DE UNA BATERÍA ELÉCTRICA.[37] .......................... 39
FIGURA 2.11. CIRCUITO DE CARGA DE UNA BATERÍA DE UN VE.[38] ........................... 40
FIGURA 2.12. CURVAS DE VOLTAJE DE CARGA Y DESCARGA DE UNA BATERÍA PARA
VE’S IDEAL. .................................................................................................................. 41
FIGURA 2.13. CURVA DE VOLTAJE DE CARGA CONSIDERANDO TENSIÓN MÁXIMA EL
70% DE CARGA. .......................................................................................................... 42
FIGURA 2.14. CORRIENTE DE CARGA CONSIDERANDO CORRIENTE MÁXIMA EL 70%
DE CARGA. .................................................................................................................. 43
FIGURA 2.15. CURVAS DE POTENCIA Y ENERGÍA DE CARGA DE UNA BATERÍA. ....... 43
FIGURA 2.16. CONECTORES PARA BATERÍAS DE VE’S.[39]........................................... 44
FIGURA 2.17. ESQUEMA DE AGRUPACIÓN DE NORMAS PARA EL DESARROLLO DE
VE’S.[37] ....................................................................................................................... 47
FIGURA 2.18. CONSIDERACIÓN DE LOS PAÍSES SEGÚN EL EVI.[40] ............................ 51
FIGURA 2.19. EVOLUCIÓN DEL STOCK GLOBAL DE VEHÍCULOS.[40] ........................... 51
FIGURA 2.20. EVOLUCIÓN DE LA DENSIDAD DE ENERGÍA Y COSTO DE LA BATERÍA
PARA VE’S.[40] ............................................................................................................ 52
FIGURA 2.21. EVOLUCIÓN DE CENTROS DE CARGA PARA VE’S.[40] ........................... 54
FIGURA 2.22. CURVA HORARIA DE DEMANDA CARACTERÍSTICA RESIDENCIAL E
INDUSTRIAL.[46] .......................................................................................................... 59
FIGURA 2.23. USO DE LA FUNCIÓN “CORR” DE MATLAB. .............................................. 63
FIGURA 2.24. INTERACCIÓN DE VARIABLES EN EL ESTUDIO DE UN MODELO
MATEMÁTICO. ............................................................................................................. 64
FIGURA 2.25. FUNCIÓN DE DISTRIBUCIÓN LOGARÍTMICA.[51] ...................................... 67
FIGURA 3.1. METODOLOGÍA PARA LA PROPUESTA DE ESQUEMAS DE TARIFACIÓN
HORARIA EN LA INDUSTRIA. ..................................................................................... 70
FIGURA 3.2. CURVAS HORARIAS DE DEMANDA EEQ MARZO (INVIERNO).[46] ............ 75
FIGURA 3.3. CURVAS HORARIAS DE DEMANDA EEQ AGOSTO (VERANO).[46] ............ 75
FIGURA 3.4. CURVA HORARIA DE DEMANDA EEQ FEBRERO (FERIADO).[46] .............. 76
XVI
FIGURA 3.5. CURVAS HORARIAS DE DEMANDA S/E ALANGASÍ (26).[46] ...................... 77
FIGURA 3.6. CURVAS HORARIAS DE DEMANDA S/E MACHACHI (34).[46] ..................... 78
FIGURA 3.7. CURVAS HORARIAS DE DEMANDA S/E SANTA ROSA (37).[46] ................. 78
FIGURA 3.8. CORRELACIÓN EEQ-S/E DÍAS LABORABLES MARZO. ............................... 79
FIGURA 3.9. CORRELACIÓN EEQ-S/E FINES DE SEMANA MARZO. ............................... 79
FIGURA 3.10. CORRELACIÓN EEQ-S/E DÍAS LABORABLES AGOSTO. .......................... 80
FIGURA 3.11. CORRELACIÓN EEQ-S/E FINES DE SEMANA AGOSTO. ........................... 80
FIGURA 3.12. CORRELACIÓN EEQ-S/E FERIADOS FEBRERO. ....................................... 81
FIGURA 3.13. CURVAS HORARIAS DE DEMANDA ALIMENTADOR 37B S/E SANTA
ROSA.[46] ..................................................................................................................... 82
FIGURA 3.14. USUARIO INDUSTRIAL DEL ALIMENTADOR 37B “NOVACERO”.[46] ........ 85
FIGURA 3.15. CURVAS HORARIAS CONSIDERANDO LOS NUEVOS ESQUEMAS
TARIFARIOS. ............................................................................................................... 90
FIGURA 3.16. CURVAS HORARIAS CONSIDERANDO EL NUEVO ESQUEMA TARIFARIO.
...................................................................................................................................... 91
FIGURA 3.17. INDUSTRIA ACERO LOS ANDES. ............................................................... 93
FIGURA 3.18. INDUSTRIA ARSILCO. ................................................................................. 93
FIGURA 3.19. INDUSTRIA CHAIDE Y CHAIDE S.A. ........................................................... 94
FIGURA 3.20. INDUSTRIA PLÁSTICOS DALMAU. ............................................................. 94
FIGURA 3.21. INDUSTRIA ETERNIT ECUATORIANA S.A. ................................................. 95
FIGURA 3.22. INDUSTRIA FAVALLE CIA. LTDA. ................................................................ 95
FIGURA 3.23. INDUSTRIA FUNDIRECICLAR CIA. LTDA.................................................... 96
FIGURA 3.24. INDUSTRIA TEXTILES GUALILAGIA S.A. .................................................... 96
FIGURA 3.25. INDUSTRIA INTERQUIMEC S.A. .................................................................. 97
FIGURA 3.26. INDUSTRIA MAPRESA. ................................................................................ 97
FIGURA 3.27. INDUSTRIA MAPRESA S.A. ......................................................................... 98
FIGURA 3.28. INDUSTRIA NOVACERO S.A. ...................................................................... 98
FIGURA 3.29. INDUSTRIA ÓPTIMOS ANDINO TOPESA. ................................................... 99
FIGURA 3.30. INDUSTRIA PINTO S.A................................................................................. 99
FIGURA 3.31. INDUSTRIA QUIMIPAC............................................................................... 100
FIGURA 3.32. INDUSTRIA RADIO SUCESOS FM. ........................................................... 100
FIGURA 3.33. INDUSTRIA TECNOESA S.A. ..................................................................... 101
FIGURA 4.1. METODOLOGÍA DE PROPUESTA DE INCLUSIÓN DE VE’S EN EL SECTOR
RESIDENCIAL. ........................................................................................................... 119
FIGURA 4.2. CURVAS HORARIAS DE DEMANDA EEQ MARZO (INVIERNO).[46] .......... 125
FIGURA 4.3. CURVAS HORARIAS DE DEMANDA EEQ AGOSTO (VERANO).[46] .......... 125
FIGURA 4.4. CURVA HORARIA DE DEMANDA EEQ FEBRERO (FERIADO).[46] ............ 125
FIGURA 4.5. CURVAS HORARIAS DE DEMANDA S/E COTOCOLLAO (19).[46] ............. 126
FIGURA 4.6. CURVAS HORARIAS DE DEMANDA S/E SAN ANTONIO (22).[46] ............. 127
FIGURA 4.7. CURVAS HORARIAS DE DEMANDA S/E TUMBACO (36).[46] .................... 127
XVII
FIGURA 4.8. CORRELACIÓN EEQ-S/E DÍAS LABORABLES MARZO. ............................. 128
FIGURA 4.9. CORRELACIÓN EEQ-S/E FINES DE SEMANA MARZO. ............................. 128
FIGURA 4.10. CORRELACIÓN EEQ-S/E DÍAS LABORABLES AGOSTO. ........................ 129
FIGURA 4.11. CORRELACIÓN EEQ-S/E FINES DE SEMANA AGOSTO. ......................... 129
FIGURA 4.12. CORRELACIÓN EEQ-S/E FERIADOS. ....................................................... 130
FIGURA 4.13. CURVAS HORARIAS DE DEMANDA ALIMENTADOR 19G S/E
COTOCOLLAO.[46] .................................................................................................... 131
FIGURA 4.14. CURVAS DE RECARGA DE LOS 5 VE’S A SIMULAR. .............................. 133
FIGURA 4.15. FUNCIÓN DE DISTRIBUCIÓN LOGNORMAL PARA DETERMINAR EL TIPO
DE VE.[54] .................................................................................................................. 133
FIGURA 4.16. FUNCIÓN DE DISTRIBUCIÓN LOGARÍTMICA DE DISTANCIA RECORRIDA
POR UN VE.[54] ......................................................................................................... 134
FIGURA 4.17. DENSIDAD DE PROBABILIDAD EN FUNCIÓN DE LA DISTANCIA. .......... 135
FIGURA 4.18. SOC EN FUNCIÓN DE LA DENSIDAD DE PROBABILIDAD. ..................... 136
FIGURA 4.19. POTENCIAS DE 500 VE’S EN 100 SIMULACIONES. ................................. 139
FIGURA 4.20. DESVIACIÓN ESTÁNDAR DE 100 SIMULACIONES PARA 500 VE’S. ...... 140
FIGURA 4.21. POTENCIAS MEDIAS DE DEMANDA PARA DIFERENTE NÚMERO DE
SIMULACIONES. ........................................................................................................ 140
FIGURA 4.22. CURVAS DE DESVIACIÓN ESTÁNDAR PARA DIFERENTE NÚMERO DE
SIMULACIONES. ........................................................................................................ 141
FIGURA 4.23. CURVAS DE POTENCIA MEDIA PARA DIFERENTE NÚMERO DE VE’S. 141
FIGURA 4.24. CURVAS DE POTENCIA CASO DE ESTUDIO1, 5% DE INCLUSIÓN DE
VE’S. ........................................................................................................................... 142
FIGURA 4.25. DESVIACIÓN ESTÁNDAR CASO DE ESTUDIO 1, 5% DE INCLUSIÓN DE
VE’S. ........................................................................................................................... 143
FIGURA 4.26. ESCENARIO 1: MARZO DÍAS LABORABLES. ........................................... 143
FIGURA 4.27. ESCENARIO 1: MARZO FINES DE SEMANA. ........................................... 144
FIGURA 4.28. ESCENARIO 1: AGOSTO DÍAS LABORABLES. ......................................... 144
FIGURA 4.29. ESCENARIO 1: AGOSTO FINES DE SEMANA. ......................................... 145
FIGURA 4.30. ESCENARIO 1: FEBRERO FERIADOS. ..................................................... 145
FIGURA 4.31. CURVAS DE POTENCIA CASO DE ESTUDIO 2, 5% DE INCLUSIÓN DE
VE’S. ........................................................................................................................... 146
FIGURA 4.32. DESVIACIÓN ESTÁNDAR CASO DE ESTUDIO 2, 5% DE INCLUSIÓN DE
VE’S. ........................................................................................................................... 146
FIGURA 4.33. ESCENARIO 2: MARZO DÍAS LABORABLES. ........................................... 147
FIGURA 4.34. ESCENARIO 2: MARZO FINES DE SEMANA. ........................................... 147
FIGURA 4.35. ESCENARIO 2: AGOSTO DÍAS LABORABLES. ......................................... 148
FIGURA 4.36. ESCENARIO 2: AGOSTO FINES DE SEMANA. ......................................... 148
FIGURA 4.37. ESCENARIO 2: FEBRERO FERIADOS. ..................................................... 149
XVIII
FIGURA 4.38. CURVAS DE POTENCIA CASO DE ESTUDIO 3, 5% DE INCLUSIÓN DE
VE’S. ........................................................................................................................... 149
FIGURA 4.39. DESVIACIÓN ESTÁNDAR CASO DE ESTUDIO 3, 5% DE INCLUSIÓN DE
VE’S. ........................................................................................................................... 150
FIGURA 4.40. ESCENARIO 3: MARZO DÍAS LABORABLES. ........................................... 150
FIGURA 4.41. ESCENARIO 3: MARZO FINES DE SEMANA. ........................................... 151
FIGURA 4.42. ESCENARIO 3: AGOSTO DÍAS LABORABLES. ......................................... 151
FIGURA 4.43. ESCENARIO 3: AGOSTO FINES DE SEMANA. ......................................... 152
FIGURA 4.44. ESCENARIO 3: FEBRERO FERIADOS. ..................................................... 152
XIX
RESUMEN
A nivel mundial se han desarrollado un sinfín de proyectos encaminados al consumo
eficiente de la energía eléctrica, mediante la curva horaria de demanda se puede
determinar el correcto uso de este recurso calculando su factor carga. El presente
proyecto busca mejorar el factor de carga proponiendo programas direccionados a los
sectores de mayor consumo en la curva horaria de demanda, estos programas están
relacionados con los recursos y realidad que nuestro país atraviesa, por tal razón se
propone estudiar la inclusión de vehículos eléctricos para usuarios residenciales y
proponer un nuevo esquema de tarifación para la industria.
A lo largo de los años las industrias han desarrollado un hábito de producción donde
se ha observado que existe un uso ineficiente de energía por los picos y valles que en
su curva horaria de demanda se presentan, proponer un nuevo esquema tarifario que
incentive los cambios de producción ayudaría a reducir los picos de demanda
mejorando así el factor de carga de la curva horaria de demanda.
La inclusión de VE’s sugiere el incremento de demanda para recargarlo, la correcta
inclusión de estos puede ayudar en el incremento de demanda en el valle que se
presenta en la curva horaria de demanda mejorando así su factor de carga.
El estudio busca analizar diferentes escenarios y proponer mecanismos para que los
usuarios pueden ser participes de los programas desarrollados en el mismo
encontrando así beneficios tanto para el usuario como para la empresa encargada de
la distribución de la energía eléctrica.
XX
PRESENTACIÓN
El objetivo del presente trabajo es determinar los mecanismos para que usuarios
residenciales e industriales puedan acceder a los programas propuestos en el mismo,
para ello se han desarrollado 5 capítulos descritos a continuación.
En el primer capítulo se presenta la justificación por la cual se desarrolla este estudio
donde se incluye los objetivos tanto general como específicos además del alcance que
tiene el presente estudio.
En el desarrollo del capítulo 2 se realiza la revisión bibliográfica, en principio se da a
conocer la situación actual del sector eléctrico ecuatoriano, seguidamente se presenta
la información necesaria a conocer sobre las tarifas para el sector industrial y los
vehículos eléctricos, posteriormente se presenta conceptos eléctricos que no han sido
abordados adecuadamente en la revisión bibliográfica de las tarifas y VE’s, finalmente
el estudio usa diferentes herramientas matemáticas para su desarrollo y es pertinente
tener información básica de cada una de ellas.
En el capítulo 3 se presenta la metodología de desarrollo de esquemas de tarifación
horaria en el sector industrial y la aplicación de la metodología mencionada, donde se
puede observar los diferentes escenarios de estudio propuestos, analizar sus
resultados para finalmente proponer el nuevo esquema de tarifación en la industria.
La metodología de inclusión de VE’s y su aplicación se proponen en el capítulo 4, a lo
largo del mismo se revisan los diferentes escenarios de estudios para este programa,
los análisis de resultados de cada uno de ellos finalizando en el mismo con el
mecanismo de inclusión de VE’s en el sector residencial.
Finalmente, en el capítulo 5 se desarrolla un análisis global de los resultados
presentados en el capítulo 3 y 4 presentando resultados del factor de carga a nivel de
empresa distribuidora, se proponen recomendaciones y conclusiones observadas en
el desarrollo del estudio, terminando con la presentación de las referencias usadas en
el mismo.
1
CAPÍTULO 1
ANTECEDENTES
1.1. INTRODUCCIÓN.
En términos generales, para satisfacer adecuadamente los requerimientos de energía
eléctrica de una colectividad, es necesario observar criterios de calidad, confiabilidad
y seguridad en todas las actividades que componen el sector eléctrico. Siguiendo esta
línea, es de vital importancia analizar el comportamiento de la demanda, por cuanto
una sobreestimación o una subestimación de este parámetro, podría ocasionar
desadaptaciones con consecuencias económicas y técnicas negativas para la
sociedad.
Si bien la problemática del pronóstico de la demanda ha sido ampliamente abordada
en el campo de la ingeniería eléctrica, en la última década, la aparición de nuevas
cargas y de nuevas tecnologías de medición, comunicaciones, control y de electrónica
de potencia, ha dado lugar al surgimiento de investigaciones orientadas al manejo de
la demanda en el corto y mediano plazo.
El comportamiento de la demanda de energía eléctrica de un sistema, actualmente es
analizado con mayor detalle a través de la curva horaria de demanda, la cual refleja
en sus valles y picos, los hábitos de consumo por tipo de cliente. De esta forma es
posible vislumbrar el comportamiento que tendrá la curva de demanda ante la inclusión
de vehículos eléctricos o esquemas tarifarios, y de esta manera tomar acciones para
controlar de cierta manera el consumo, sin afectar el confort de los consumidores.
Por un lado, los picos de demanda, que generalmente ocurren durante periodos cortos
de tiempo, implican el uso de la mayor parte de la capacidad disponible del sistema
eléctrico. Por otro lado, los valles implican que, durante su ocurrencia, exista un bajo
uso de la capacidad disponible del sistema.
2
Visto con una resolución horaria, la magnitud y duración de los picos de demanda
determinan entonces el nivel de desadaptación del sistema eléctrico. Cabe señalar que
el parámetro que mide estas desadaptaciones es el factor de carga (FC), que es la
relación entre la potencia media consumida y la potencia pico en un día, es decir, la
energía usada en un periodo de tiempo, con respecto a la energía máxima que debería
haber sido usada.[1], [2].
La inclusión de vehículos eléctricos es un programa de gobierno que, si bien está
relacionado con el cambio de matriz energética hacia el que el país se encamina, aún,
su mecanismo de aplicación, no ha sido delineado. Para tal efecto, en este trabajo se
propondrá en primer lugar una metodología, basada en la caracterización de los
hábitos del sector residencial, para evaluar el impacto en el consumo de los
energéticos GLP y electricidad debido al uso de vehículos eléctricos. En segundo
lugar, se analizará el impacto en la curva de demanda posterior a la inclusión de carga.
Con dicha metodología se podrá proponer un mecanismo viable de implementación de
este programa en Ecuador.
Los esquemas tarifarios propuestos actualmente en Ecuador para el sector industrial
a simple vista no son los mejores ya que estas tarifas no representan todos los costos
que intervienen desde su generación hasta llegar al suministro. Con la necesidad de
trasladar carga para disminuir el consumo en horas pico existen esquemas tarifarios
que no incentivan a la industria a cumplir estos objetivos, por tal razón analizar la tarifa
del sector industrial y su impacto en el consumo energético a través de una
metodología crítica, permitirá plantear alternativas de mejora. Las constantes
variaciones a las tarifas eléctricas al sector industrial hacen pensar en buscar o evaluar
otros esquemas tarifarios.
Cabe señalar que, en el desarrollo de los mecanismos a ser propuestos, se utilizarán
referencias, experiencias y resultados alcanzados en otros países, así como
normativas, lineamientos y proyectos, emitidos en Ecuador para tal efecto.
3
1.2. JUSTIFICACIÓN.
Ecuador, a priori, presenta dos grandes características, la primera la participación de
consumo del sector industrial (31%), es similar al consumo residencial (35%)[3], y la
segunda, el costo de comercialización relativamente bajo, el cual no representa un
incentivo en el traslado de periodos de demanda pico a otro[4], [5]. Analizar y proponer
mecanismos de inclusión, así como medir el impacto de la inclusión de vehículos
eléctricos y esquemas tarifarios a los dos grandes grupos consumidores en el país,
es de suma importancia a la vez que arrojará resultados que podrán ser utilizados en
estudios posteriores.
Como se ha mencionado la inclusión de VE’s es un tema que está generando gran
interés para la sociedad y para el sector eléctrico, por el hecho de ser una política de
gobierno y por estar a la vanguardia con el mundo. Al momento se han desarrollado
estudios de las características de vehículos eléctricos, de la infraestructura del sector
eléctrico, de los costos que conlleva, entre otros[6], sin embargo no existe documento
que indique los mecanismos específicos de cómo se realizará esta inclusión, por tal
razón y con la ayuda de programas de inclusión exitosos desarrollados en el exterior
se buscará tener las diferentes alternativas y proponer un mecanismo que sea factible
en Ecuador. Para hacer de estos mecanismos más viables se propone categorizar el
sector residencial de tal forma que si un cliente tiene características de un estrato sin
duda debería seguir el mecanismo propuesto.
Así mismo las constantes variaciones en las tarifas al sector industrial por parte de las
políticas de gobierno, hace necesario y evidente proponer cambios o a su vez
establecer nuevos esquemas tarifarios los cuales estén enfocados a una mejor
eficiencia energética. Es importante mencionar el bajo costo de comercialización de
energía eléctrica al sector industrial, este hecho no incentiva una reducción o traslado
de consumo. Para que el estudio sea objetivo, se deberá estudiar y analizar esquemas
internacionales, obteniéndose así criterios que servirán de guía para evaluar y
proponer un esquema para Ecuador.
4
El presente estudio utilizará medidas desarrolladas y practicadas ampliamente en
Norteamérica como en Europa, no solamente por el impacto positivo en el sector
eléctrico, sino también en el medio ambiente[7], [8]. El reporte de la referencia [9] y
[10], describe mecanismos reales de programas (eficiencia energética, tarifas,
energías alternativas, interconexiones eléctricas, almacenamiento de energía, entre
otras) que han sido desarrollados, haciendo una evaluación ex post del impacto de
cada alternativa aplicada y del conjunto.
Una vez expuestos los antecedentes, proponer, adaptar y evaluar los dos mecanismos
que serán desarrollados en Ecuador aportarán con aspectos prácticos, técnicos,
económicos y normativos, que serán de gran utilidad para los encargados de planificar
e implementar estos mecanismos en Ecuador.
1.3. OBJETIVO GENERAL.
Proponer mecanismos de implementación basados en aspectos técnicos, operativos,
logísticos, normativos y económicos para la incorporación de vehículos eléctricos en
el sector residencial, así como de tarifas horarias en el sector industrial, de Ecuador;
mediante propuestas metodológicas de evaluación de desempeño de las alternativas,
basadas en la estratificación de clientes en función de sus hábitos de consumo o de
sus procesos productivos.
1.4. OBJETIVOS ESPECÍFICOS.
ü Analizar el impacto de programas internacionales de vehículos eléctricos
direccionados al sector residencial.
ü Analizar los criterios que se proponen en el desarrollo de esquemas tarifarios
horarios que han sido éxito a nivel mundial.
ü Caracterizar al grupo de clientes estudiados en función de sus hábitos de
consumo o procesos productivos, para ello, evaluar la posibilidad de utilizar
herramientas como análisis de conglomerados.
5
ü Analizar individual y grupalmente los programas a estudiar, en función de
escenarios mediante la estimación de un nuevo factor de carga. Validar
resultados.
ü Proponer mecanismos de inclusión de vehículos eléctricos y esquemas de
tarifación horaria en Ecuador a los sectores que serán estudiados
respectivamente, se estimara aspectos operativos, logísticos y normativos.
1.5. ALCANCE.
Seleccionar un alimentador con alta densidad de consumo residencial e industrial en
dónde; a la curva horaria de demanda del sector residencial se incluirá una demanda
por recarga de VE’s y en la curva horaria de demanda industrial se propondrá una
nueva tarifa eléctrica la cual cambiará las actividades de producción de las industrias.
En cada uno de los casos se analizarán los cambios obtenidos en las curvas horarias
de demanda mediante el cálculo del factor de carga, finalmente se presentará una
metodología que permita la inclusión de cada programa en su respectivo sector de
análisis.
6
CAPÍTULO 2
REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA
El estudio del proyecto propone la inclusión de programas en los cuales se debe
analizar a los Vehículos Eléctricos y Esquemas Tarifarios para los sectores de
consumo de energía residencial e industrial respectivamente en Ecuador, previo a este
conocimiento es importante conocer como está estructurado el Sistema Eléctrico
Ecuatoriano, el cual permitirá entender los deberes y obligaciones que le
corresponderán a cada entidad logrando de esta manera desplegar los planes que se
proponen, finalmente para complementar esta revisión bibliográfica se pondrá a
conocimiento conceptos eléctricos importantes además de una pequeña explicación
de las diferentes herramientas matemáticas que servirán en el desarrollo del estudio.
2.1. SISTEMA ELÉCTRICO ECUATORIANO ACTUAL.
Figura 2.1. Estructura del Sistema Eléctrico Ecuatoriano.[4], [11].
7
El Sector Eléctrico Ecuatoriano comprende las actividades de generación, transmisión,
distribución, comercialización, cogeneración y autogeneración a través de varios
organismos encargados de regular, controlar, planificar, operar y administrar. En la
Figura 2.1. se observa cómo está estructurado el sistema eléctrico ecuatoriano con
cada uno de sus organismos y entidades correspondientes a cada una de las etapas
en el suministro de energía eléctrica en Ecuador, se hace un breve resumen de cada
uno de ellos a continuación.
2.1.1. INSTITUCIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO ECUATORIANO.
Entre las instituciones que controlan, operan e investigan el sector eléctrico se
encuentran las siguientes:
2.1.1.1. Ministerio de Electricidad y Energía Renovable (MEER).
El Ministerio de Electricidad y Energía Renovable es el ente rector y planificador,
encargado de definir y aplicar políticas para el sector eléctrico además el MEER puede
autorizar a empresas públicas, de economía mixta, privadas y de economía popular,
entre otras las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización,
importación y exportación de energía eléctrica y servicio de alumbrado público
general.[4]
2.1.1.2. Agencia de Regulación y Control de Electricidad (ARCONEL).
La Agencia de Regulación y Control de Electricidad es un organismo técnico
administrativo encargado del control y regulación de actividades de servicio público de
energía eléctrica.[4]
2.1.1.3. Centro Nacional de Control de Energía (CENACE).
EL CENACE actúa como el operador nacional de electricidad, es un organismo técnico
estratégico que actúa como operador técnico y administrador comercial de servicio
público de energía eléctrica.[4]
8
2.1.2. ENTIDADES DEL SECTOR ELECTRICO ECUATORIANO.
Las empresas que componen la cadena de producción de energía eléctrica en el
Ecuador son:
2.1.2.1. Empresas de Generación.
Ecuador al año 2015 registra un total de 39 empresas de generación, las cuales están
administradas por la Corporación Eléctrica del Ecuador CELEC-EP con diferentes
unidades de negocio. Las empresas de economía mixta que están conformadas por
capital extranjero invierten principalmente en proyectos de energía solar, que junto a
los gobiernos descentralizados buscan beneficios para cada una de las comunidades
en donde han sido construidas. Independiente de su forma de generación Ecuador
cuenta con 81 centrales eléctricas que generan una potencia nominal de 4.304,60
(MW).[11]
2.1.2.2. Empresas de Autogeneración.
Las empresas de autogeneración son principalmente de economía mixta y privadas,
las primeras benefician a los gobiernos descentralizados y las segundas sirven a
grandes industrias. Estas empresas tienen la capacidad de servir el sector público de
ser necesario en ocasiones como: excedente de generación por parte de las
autogeneradoras y si es necesario para mantener el sistema eléctrico ecuatoriano en
condiciones operativas. Existen un total de 164 centrales eléctricas de autogeneración
que generan 1.240,79 (MW).[11]
2.1.2.3. Empresas de Transmisión.
La transmisión de energía eléctrica está a cargo del Sistema Nacional de Transmisión
SNT administrada por la unidad de negocio TRANSELECTRIC de CELEC-EP, esto
comprende la transmisión de la energía desde las subestaciones de generación hasta
las subestaciones de distribución a niveles de voltaje de 138 y 230 (kV).
9
Las empresas de autogeneración y distribución tienen sus propios sistemas de
transmisión y subtransmisión respectivamente, presentan niveles de voltajes tales
como: 6,3, 13,2, 13,8, 22, 34,5, 46, 69 y 230 (kV).
Existen 79 líneas de transmisión y 648 líneas de subtransmisión que cubren una
longitud de 4.614,26 y 4.841,27 (km) respectivamente.[11]
2.1.3.4. Empresas de Distribución y Comercialización.
Las empresas de distribución son públicas o de economía mixta cada una de ellas
sirven de energía eléctrica a los consumidores finales y estos pueden ser
categorizados en: residencial, comercial, industrial alumbrado público y otros. Cuentan
con sus propios sistemas de distribución como se mencionó anteriormente y para su
comercialización cuentan con un esquema tarifario de acuerdo a los clientes que tienen
y su tipo de consumo, este esquema tarifario es normalizado por el ARCONEL y
actualmente rigen los aprobados por: RESOLUCIÓN Nro. ARCONEL 049-15 y
RESOLUCIÓN Nro. ARCONEL 099-15, aprobadas el 29 de julio y 31 de diciembre del
2015 respectivamente.[12], [13].
Las empresas distribuidoras son 20, cuentan con 4´811.046 clientes los cuales tienen
o no un medidor, para su servicio estas tienen una red secundaria de 99.972,43 (km)
además de una generación de potencia nominal de 464,47 (MW), una potencia efectiva
de 420,63 (MW) distribuidas en 38 centrales térmicas, hidráulicas y fotovoltaicas.[11]
2.2. ESQUEMAS TARIFARIOS ELÉCTRICOS.
Los Esquemas Tarifarios Eléctricos no son más que la determinación adecuada de
costos finales aplicados a los diferentes grupos de usuarios que existen en el sector
eléctrico, siendo en Ecuador los sectores residencial, comercial, industrial y alumbrado
público. El objetivo principal al determinar los diferentes esquemas tarifarios es que el
usuario final pague una tarifa justa por el servicio que obtiene y que la distribuidora
recupere los diferentes valores invertidos al prestar sus servicios.[14]
10
El estudio para la fijación de las tarifas eléctricas es realizado por el ente regulador
(ARCONEL) a partir de información proporcionada por las empresas distribuidoras, un
adecuado estudio de esquemas tarifarios permite al operador simular diferentes
estructuras tarifarias considerando varios escenarios como subsidios, facilitando así
evaluar sus incidencias para que finalmente se pueda elegir el esquema tarifario más
adecuado de acuerdo al entorno social, político y económico del país.
El cálculo de las tarifas eléctricas que conformarán un esquema tarifario comprende
un estudio minucioso de diferentes temas, a continuación, se realiza una revisión de
los temas más importantes con los cuales se comprenderá de mejor forma como se
calcula los costos para un esquema tarifario adecuado.
2.2.1. MODELO DE MERCADO DEL SECTOR ELÉCTRICO.
Los costos de una tarifa están relacionados con el tipo de mercado y tipo de contrato
que las empresas tienen en los diferentes niveles de producción de energía eléctrica.
Existen diferentes modelos de mercado de acuerdo a las actividades y grados de
competencia que cada modelo presente, cada uno de los modelos deben considerar:
formas de segmentación del mercado, regulaciones, formas contractuales de
propiedad y soluciones de activos. Cada uno de los modelos de mercado considera a
la generación, transmisión, distribución y comercialización como la cadena de valor del
sistema eléctrico.[15]
2.2.1.1. Modelo de Mercado de Monopolio.
En este modelo no existe competencia en los diferentes sectores de la cadena de valor
del sector eléctrico es decir existe una misma empresa que administra la generación,
transmisión, distribución y comercialización. En Ecuador un modelo de este tipo puede
ser administrado por la empresa pública con las diferentes unidades de negocio que
abarca toda la cadena de producción de energía eléctrica como son; CELEC-EP,
TRANSELECTRIC y CNEL-EP. En la Figura 2.2 se presenta el esquema del modelo
de mercado en mención.[15]
11
Figura 2.2. Modelo de Mercado de Monopolio.[15]
2.2.1.2. Modelo de Mercado de Comprador Único.
En este modelo de mercado existen diferentes empresas de generación y compiten
entre ellas para vender su energía a una sola empresa compradora la encardada de
distribuir y comercializar la energía eléctrica a los consumidores finales, cabe
mencionar que en Ecuador no existe actualmente un modelo similar al descrito.[15]
2.2.1.3. Modelo de Mercado Mayorista.
Este modelo comprende diferentes empresas generadoras, pueden vender su energía
a cualquier empresa distribuidora, la transmisión puede ser directa de la generadora a
la distribuidora o mediante una empresa mayorista de transmisión, cada una de las
empresas de distribución se encargará de comercializar la energía al consumidor final.
El esquema para el modelo mayorista regulado se presenta en la Figura 2.3. [15]
Figura 2.3. Modelo de Mercado Regulado.[15]
12
2.2.1.4. Modelo de Mercado Minorista.
En este modelo de mercado existen diferentes empresas generadoras que pueden
vender su energía a cualquier consumidor final ya sea mayorista o minorista, la
transmisión y distribución de esta energía puede ser de libre acceso es decir la
transmisión puede ser directa al distribuidor o mediante una empresa mayorista y su
distribución puede ser escogida por cualquier empresa de distribución que finalmente
comercializara la energía a los consumidores finales.[15]
2.2.1.5. Modelo de Mercado Spot.
En este mercado se compra y vende energía eléctrica a corto plazo, las transacciones
en este resultan de la diferencia entre la energía despachada y la energía demandada
de acuerdo a los contratos suscritos, además se pueden realizar transacciones de
potencia que son determinadas por el agente operador del sistema eléctrico.[16]
Los costos de las transacciones de potencia y energía realizadas en este mercado se
basan sobre el costo marginal del sistema eléctrico, este costo marginal de energía
resulta del costo óptimo de operación entre la generación y transmisión de energía,
mientras que el costo marginal de transacción de potencia es el costo marginal de
desarrollo de potencia punta del sistema.
Figura 2.4. Modelo de Mercado Mayorista Regulado Ecuatoriano.[15]
13
En Ecuador actualmente el modelo de mercado mayorista regulado es el que rige para
las diferentes empresas de generación, transmisión y distribución. En la Figura 2.4. se
presenta el esquema de modelo de mercado presente en Ecuador.
2.2.2. MERCADO DE CONTRATOS DEL SECTOR ELÉCTRICO.
Una vez establecido el modelo de mercado de contratación de energía eléctrica es
importante establecer el tipo de mercado de contrato. Los diferentes agentes que
conforman la cadena de valor de energía pueden suscribir contratos de compra y venta
de energía y potencia en donde se definirán todos los aspectos comerciales como son
el precio, penalidades, plazos, formas de pago, entre otras, buscando el beneficio de
ambas partes, siendo el agente operador el encargado de administrar estos
contratos.[15]
Los contratos suscritos son de orden financiero es decir la obligación de venta de
energía establecida en el contrato es independiente del despacho de energía que de
igual forma es establecida por el ente operador del sistema, en estos casos el
despacho de energía se realizará previo a un estudio de despacho económico de
generación.
Existen diferentes tipos de modelos de contratación, en Ecuador principalmente se
trabaja con un modelo de contratación bilateral.
2.2.2.1. Modelo de Contratación Bilateral.
Estos contratos son netamente financieros, protegiendo a la empresa generadora de
ofertas de bajos precios y a las empresas distribuidoras de demanda de altos precios,
el contrato físico lo realiza el mercado spot mediante un ente administrador, en
Ecuador el CENACE, todos los aspectos de contratación las establecen las entidades
involucradas en el negocio, sin embargo, deben considerar aspectos establecidos por
la institución administradora del negocio.[17]
Existen varios tipos de contratación bilateral algunos de esos son:
14
2.2.2.1.1. Pague lo Contratado.
En este tipo de contratación bilateral la energía comprada o vendida no puede ser
modificada, el vendedor no está condicionado a los cambios que puede sufrir el
mercado asumiendo así los riesgos o beneficios que este cause, el comprador está
comprometido a pagar la energía al precio establecido y recibir solamente la energía
establecida en el contrato.[17]
En este tipo de contratación la empresa generadora puede establecer precios altos
para garantizar así su beneficio siendo este hecho la principal traba por parte de las
distribuidoras de no elegir este tipo de contratos.
2.2.2.1.2. Pague lo Demandado.
El comprador paga al precio establecido en contrato solamente la energía que ha
consumido, esta energía debe ser inferior o igual a la contratada, si el consumo es
mayor al contratado la diferencia será pagada a precios del mercado Spot. En este tipo
de contratación el vendedor de energía corre los riesgos en el negocio ya que no podrá
existir demanda por parte del comprador es decir el vendedor no facturara nada. [17]
2.2.2.1.3. Pague lo Contratado Condicional.
En este tipo de contratación se compra y vende energía de acuerdo a las condiciones
del mercado, entonces se debe cumplir con ciertas condiciones para que este tipo de
contratos se activen.[17]
2.2.3. COSTOS Y TARIFAS DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA.
La energía eléctrica llega a cada uno de los consumidores después de haber pasado
por varios procesos como la generación, elevación de voltaje para su transporte y
reducción de voltaje para su distribución, cada uno de estos procesos deben ser
remunerados de tal forma que se garantice la sostenibilidad del sistema eléctrico de
potencia además de una expansión futura del mismo, dentro de niveles de seguridad,
confiabilidad, calidad de servicio que las leyes especifiquen, en Ecuador estas leyes
las especifica el ARCONEL.[15]
15
Los costos y tarifas de la energía eléctrica están conformados por diferentes costos
que se presentan a lo largo de la cadena de valor de la energía eléctrica, en la Figura
2.5. se representan los diferentes costos en la cadena de valor de la energía eléctrica.
Figura 2.5. Costos de la cadena de valor de energía eléctrica. [15]
2.2.3.1. Costos y Tarifas de Generación.
Las empresas generadoras proporcionan al mercado ocasional o de contratos dos
productos: la potencia que se relaciona con la confiabilidad de suministro y la energía
que es en sí lo que los usuarios consumen, es importante señalar que las empresas
que generan energía mediante recursos renovables no especifican costos por
potencia.
Los costos de la generación son fijos y variables, los primeros provienen por costos de
inversión y costos fijos de operación y mantenimiento, mientras que los segundos
pueden ser costos por diferentes factores como el costo de combustibles en empresas
que generan con combustibles fósiles además de costos variables de operación y
mantenimiento de acuerdo al tipo de generación que cada empresa tenga. Estos
costos los cubren principalmente las empresas distribuidoras y los grandes usuarios.
16
Los costos de generación dependen mucho del tipo de recursos que son utilizados
para la producción de energía así mismo estos están relacionados con el tipo de
infraestructura que será utilizada, mediante las siguientes ecuaciones se calcula el
costo de energía eléctrica por generación.[18]
!"# = !$# + !%# (2.1) !$# = &'*,#-"'"&/ + &# + !# (2.2)
&'*,#-"'"&/ = &'*,# +,, + $ + !, + -!%0 + "3 (2.4) !%# = 5657 + !%& + !%5 (2.8)
En donde:
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17
9LO< !AFD>-MAFHANB3-ACHGH>EAB. 9L[<!>?@>-MAFHANB3-C3-TF>C^GHóE. Para el año 2016 ARCONEL presenta un costo medio para la generación de 3,762
USD¢/kWh, se presenta en la siguiente tabla los componentes del costo medio total
de generación para el periodo mencionado.
Tabla 2.1. Componentes del Costo Medio de Generación.[18]
COMPONENTE PRECIO [USD¢/kWh]
Componente de Energía 1,699
Costos Fijos Imputables al Servicio 1,832
Otros Costos (Por seguridad, calidad de servicio) 0,199
Componente de Capacidad (Generación Privada) 0,032
COSTO MEDIO DE GENERACIÓN 3,762
2.2.3.2. Costos y Tarifas de Transmisión.
La transmisión comprende el transporte de energía desde las plantas generadoras
hasta subestaciones encargadas de la distribución a diferentes niveles de voltaje o a
su vez el transporte de energía desde la empresa generadora a los grandes
consumidores, como se ha mencionado Ecuador tiene una empresa de transmisión
TRANSELECTRIC encargada de esta labor.
Los costos que comprenden esta actividad están regulados por el ARCONEL y
CENACE, principalmente estos costos están compuestos por costos de operación y
mantenimiento de las líneas de transmisión, costos por perdidas de energía
ocasionadas por la misma actividad y costos que comprenden la expansión de líneas
de transmisión a los diferentes rincones del país para garantizar el suministro de
energía a estos. Los costos considerados por el rubro de la transmisión son los
siguientes:
ARCONEL en el pliego tarifario propuesto para el año 2016 considera para la
determinación final del costo por transmisión a los siguientes rubros: Costos de Red
(administración, operación y mantenimiento), Costos de Calidad de Servicio y Costos
18
de Gestión Socio Ambiental. Obteniéndose como resultados que el costo por
transmisión de energía eléctrica es de 0,3781 USD¢/kWh para el periodo
mencionado.[18]
!"_ = &'*,_ + &_ + !_ (2.`) En donde:
9:a< !>?@>-@>@AB-C3-@FAE?SH?HóE. OP*Qa b !>?@>-C3-ACSHEH?@FAGHóE->T3FAGHóE-U-SAE@3EHSH3E@>-C3-@FAE?SH?HóE. Oa<,>E@>-C3-A?HDEAGHóE-TAFA-TF>U3G@>?-ASNH3E@AB3?-C3-@FAE?SH?HóE.
9a<-,>E@>-C3-A?HDEAGHóE-TAFA-TF>U3G@>?-C3-GABHCAC-C3-@FAE?SH?HóE.
2.2.3.3. Costos y Tarifas de Distribución.
Las tarifas de Distribución Eléctrica son establecidas por el ARCONEL en base a
diferentes criterios, los costos que intervienen en este rubro tarifario son:
!"c = -&'*,c + &c + !c + Vc + %V5 + !&7 (2.d) En donde:
9:e< !>?@>-@>@AB-C3-CH?@FHN^GHóE. OP*Qe b -!>?@>?-C3-F3Cf C3-G>S3FGHABHWAGHóE-U-C3-ACSHEH?@FAGH>E-C3-CH?@FHN^GHóE.
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9O]< !>?@>-ADF3DAC>-C3-CH?@FHN^GHóE.
Con estos antecedentes para el año 2016 ARCONEL ha establecido un costo
promedio de distribucion de 4,201 USD¢/kWh.[18]
19
Se pesenta en la Tabla 2.2. el costo del servicio eléctrico promedio para el año 2016
en Ecuador.
Tabla 2.2. Costo Medio por Componente de Servicio Eléctrico.[18]
COMPONENTE VALOR (USD¢/kWh)
Generación 3,762
Transmisión 0,378
Distribución 4,201
Costo del Servicio 8,341
Con lo revisado anteriormente la ecuación que nos permite calcular el costo por el
servicio eléctrico es:
! = !"# + !"_ + !"c (2.i) En donde:
9<-!>?@>-C3-j3FMHGH>-VBéG@FHG>. 2.2.4. SUBSIDIOS SECTOR ELÉCTRICO.
Los subsidios en países que se encuentran en vías de desarrollo son muy comunes
para los servicios básicos como es el eléctrico, permitiendo acceder generalmente a
estos beneficios de subsidio a usuarios de escasos recursos, es decir el subsidio
reduce el pago por un servicio adquirido. La aplicación de subsidios puede originar
distorsiones importantes del mercado ya que con estos se está modificando
directamente costos que han sido calculados técnicamente.
Como se mencionó los subsidios van dirigidos a usuarios de escasos recursos
actualmente en Ecuador existe la ley que beneficia a este sector o más directamente
a usuarios que consumen muy poca energía estos beneficios están descritos en el
reglamento general de la LOSPEE “SUBSIDIO CRUZADO PARA CONSUMIDORES
DE BAJOS RECURSOS”. Según la ley ecuatoriana otros beneficiarios de subsidios en
el servicio eléctrico son grupos considerados especiales como son los adultos mayores
20
y personas con capacidades especiales, los beneficios para estos grupos se dictan en
la “LEY DEL ANCIANO” y “LEY ORGÁNICA DE DISCAPACIDADES” respectivamente.
Finalmente existen casos especiales al momento de aplicar subsidios en el servicio
eléctrico estos beneficios pueden ser dictaminados por leyes y están relacionados a
situaciones difíciles por las que atraviese el país como catástrofes, actualmente una
ley relacionada a este ámbito es la “LEY DEL VOLCÁN TUNGURAGUA”.[18]
El objetivo de este estudio es establecer cambios en los esquemas tarifarios del sector
industrial o a su vez establecer un nuevo esquema el cual permita obtener beneficios
técnicos y económicos por ello es importante conocer más sobre el sector industrial.
2.2.5. CONSUMIDORES DEL SECTOR INDUSTRIAL.
Un consumidor industrial es considerado aquel que usa la energía eléctrica para
elaborar o transformar productos mediante cualquier proceso industrial, además se
consideran consumidores industriales a usuarios agroindustriales que transformen
productos agrícolas, ganaderos, de riqueza forestal y pesca en productos
elaborados.[19]
La industria en Ecuador es un factor muy importante tanto en el aspecto económico
como el eléctrico, en el ámbito eléctrico la industria representa el 24,37% del total de
la energía generada para ese año, mientras que económicamente representa el 19%
del PIB para el año 2014 considerando las actividades de manufactura (11,8%) y
agropecuaria (7,2%). Según estadísticas en el año 2012 se registran 179.830
empresas de las cuales el 17,42% son industrias manufactureras y un 5,73%
dedicadas a actividades agropecuarias.[20]
La industria manufacturera puede ser clasificada de acuerdo a las actividades que en
estas se realiza y según el Sistema de Clasificación Industrial CIUU el 84% de
manufacturas se realizan en 7 actividades, en la siguiente tabla se muestra las
actividades consideras por el CIUU y el porcentaje de participación que tiene cada una
de ellas.[21]
21
Tabla 2.3. Composición de actividades manufactureras.[21]
ACTIVIDAD PORCENTAJE DE PARTICIPACIÓN [%]
Alimentos y Bebidas 38
Industria Química 11
Productos minerales no metálicos 9
Textiles y Cuero 7
Metales Comunes y Productos Derivados del Metal 7
Productos de Madera 6
Papel 6
Otras Actividades 16
2.2.6. TARIFAS ELÉCTRICAS DEL SECTOR INDUSTRIAL.
El esquema tarifario para el sector industrial es muy complejo debido a que se utilizan
varios criterios para su desarrollo, teniendo así varias tarifas para este sector en donde
se considera principalmente criterios como el nivel de tensión a los cuales la industria
recibe su energía y criterios además de horarios de utilización de esta energía, estos
dos criterios son los más importantes a la hora de establecer un esquema tarifario para
el sector eléctrico. ARCONEL para el desarrollo de su esquema tarifario considera
diferentes niveles de tensión representados en tres grupos. [19]
2.2.6.1.Alta Tensión.
Este nivel de tensión se considera a voltajes mayores a los 40 (kV) son relacionados
los usuarios que están a nivel de subtransmisión, aquí se encuentran los usuarios
llamados grandes consumidores o industrias que presentan grandes plantas
industriales para su producción.[19]
2.2.6.2. Media Tensión.
Los niveles de tensión considerados en este grupo están entre los 600 (V) y los 40
(kV), gran porcentaje de los usuarios industriales se encuentran en este grupo, se
22
considera usuarios de media tensión a los industriales que toman el suministro de la
red de media tensión por medio transformadores de la empresa de distribución que
son exclusivos para el cliente o a su vez mediante transformadores propios del
cliente.[19]
2.2.6.3. Baja Tensión.
El nivel de baja tensión se considera a tensiones menores a los 600 (V) en este grupo
se tiene principalmente como clientes a los usuarios que realizan actividades
artesanales de diferentes tipos.[19]
ARCONEL además consideras las horas del día como variables para desarrollar el
esquema tarifario industrial, básicamente se diferencia tres periodos de tiempo el
primero es el periodo donde existe el pico máximo de un día, el segundo el periodo
donde se presenta el valle del día siendo estas las últimas horas de la noche y la
madrugada del día y finalmente se considera el periodo donde el consumo de energía
es promedio del día. Otra de las consideraciones a la hora de establecer los esquemas
tarifarios es la diferencia entre los días normales es decir de lunes a viernes y los fines
de semana además de los días feriados.
Con estas consideraciones se obtienen los diferentes niveles tarifarios que serán
aplicados anualmente, para el año 2016 tenemos el siguiente esquema tarifario para
el sector industrial en la distribuidora “EMPRESA ELECTRICA QUITO S.A.” mostrado
en la Tabla 2.4.
23
Tab
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24
2.2.7. TARIFAS ELÉCTRICAS A NIVEL MUNDIAL DEL SECTOR INDUSTRIAL.
Si bien es cierto cada uno de los países tiene diferentes criterios para establecer sus
esquemas tarifarios, en países desarrollados donde el sector industrial es muy
importante se han enfocado mucho en estudios para establecer programas aplicados
a las tarifas direccionadas a este sector, muchos de estos programas han sido éxito
en cada uno de los países en donde se los aplicado, han logrado solucionar problemas
comunes a los que ocurre en Ecuador como incrementar el consumo en las horas valle
y disminuir el mismo en las horas pico beneficiando así al sector eléctrico y al usuario
económica y técnicamente.
Conocer varios de estos programas nos pueden ayudar para obtener criterios y
establecer esquemas tarifarios para el sector eléctrico que permitan establecer
beneficios iguales o mejores a los obtenidos en los países que han sido aplicados,
entre los programas más conocidos y exitosos a nivel mundial se tienen los siguientes.
2.2.7.1. Programa My Power.
Es un programa desarrollado por la Public Service Electric and Gas Company
(PSE&G) y está dirigido para el sector residencial y pequeñas industrias. El programa
busca ver, supervisar y administrar el consumo propio de energía eléctrica en tiempo
real, a partir del conocimiento de tarifas en diferentes periodos a lo largo del día,
consumo de cargas, etc. Esta herramienta permite pronosticar la factura que el usuario
deberá pagar a futuro, permitiendo tomar acciones para reducir ese pago.[22]
El programa se divide en dos subproyectos; MyPower Sense y MyPower Connection.
El primero consiste en la operación manual por parte del usuario del uso de energía
tras haber sido informado de los precios de energía principalmente en las horas pico
observándose principalmente la reducción de consumo en este periodo, cabe
mencionar que los usuarios eran informados mediante cursos la toma de medidas para
la reducción de consumo en horas pico. El segundo subproyecto tiene el mismo
principio que el primero con la diferencia que en este caso el usuario contaba con un
25
termóstato programable para controlar el aire acondicionado principalmente, de esta
forma se reducía el consumo de energía considerablemente.[22]
El incentivo económico para los usuarios al ingresar al programa no es solamente el
ahorro por reducción de consumo, el programa paga al usuario por participar en él, el
precio a pagar por la energía consumida se determinaba a partir de un precio base
aumentando o disminuyendo este valor de acuerdo al periodo de consumo como se
muestra en la siguiente Tabla 2.5.
! = (5F3GH>-kA?3 + 5F3GH>-T3FH>C>-0>FAFH>) l VE3FDíA-G>E?^SHCA (2.m) Donde:
! b 5F3GH>-C3-BA-3E3FDíA-G>E?^SHCA.
Tabla 2.5. Precio de energía programa My Power .[22]
DESCRIPCIÓN PRECIO PERIODO
Precio Base 0,092 Todas las horas
Descuento Nocturno -0,05 10 pm - 9 am
Suplemento Punta 0,08 1 pm - 6 pm
Suplemento Punta Extra 0,69 Con aviso previo: 1 pm - 6pm
El programa presento una conformidad del 74 y 82% para el proyecto MyPower Sense
y MyPower Connection respectivamente por parte de los participantes en cada uno de
ellos se presentó un ahorro de energía obteniendo casi el doble en el proyecto
MyPower Connection respecto al proyecto MyPower Sense.
2.2.7.2. Peak Day Pricing.
Peak Day Pricing es desarrollado por CALIFORNIA PUBLIC UTILITIES COMMISSION
dirigido para medianas y grandes industrias. Es un programa que ofrece un incentivo
económico a las industrias que están dispuestas a dejar de producir en horas pico
críticas (CCP). El incentivo además consiste en recibir la energía a un precio menor
del normal durante el resto del año.[23], [24].
26
Las industrias que puedan ingresar a este programa deberán tener contratado un
mínimo de 200 kW mensuales y estar dispuestos a acceder a pagar una tarifa mayor
por no más de 12 días al año siendo estos los días que se presente las horas pico
críticas, el día pico crítico será informado a la industria anticipadamente por un día
mínimo. Los costos en estas horas pico criticas pueden tener los siguientes valores; 3
veces al costo habitual desde las 12 pm hasta las 15 pm y un costo 8 veces mayor al
habitual desde las 15 pm a las 18 pm, el costo mayor por energía puede superar el
dólar por kWh.[25]
2.2.7.3. Servicio de Gestión de Interrumpibilidad.
El Servicio de Gestión de Interrumpibilidad es desarrollado por la Red Eléctrica de
España (REE) muy conocida por ser pionera en el área del servicio eléctrico no solo
en su país si no que en su región, el programa desarrollado por la REE ha sido muy
exitoso en cuanto a los resultados obtenidos, es importante realizar un breve resumen
de como este programa es implementado ya que de este se pueden obtener varias
conclusiones que nos pueden servir para desarrollar tarifas para el sector industrial y
obtenerse beneficios antes mencionados.[26]
2.2.7.3.1. Mecanismos de asignación del servicio de Interrumpibilidad.
Son las reglas que se necesitan para poder participar en el programa de
Interrumpibilidad y estas son:
· Se lo realizará a través de subastas, el organismo encargado será el operador del
Sistema eléctrico.
· El operador del sistema remitirá el procedimiento al ente encargado del sector
eléctrico (MEER) y además al organismo de regulación de mercados
(Superintendencia de Control del poder del mercado).
· En este procedimiento debe constar los requerimientos de potencia interrumpible y
el calendario para la realización de subastas.
· Los organismos encargados de aceptar el procedimiento analizarán los siguientes
aspectos:
Ø Rango de cantidades a adjudicar, y tipo de producto.
27
Ø El precio de salida.
Ø Reglas de la subasta.
Ø Fechas de realización de subastas.
Ø Periodo de entrega de potencia interrumpible.
· Los resultados de adjudicación serán mencionados de forma clara y pública.[26]
2.2.7.3.2. Tipos de producto y periodo de entrega.
El programa ofrece un producto y diferentes periodos para ser entregados los criterios
en este punto son:
· Asignación de bloques de potencia interrumpible, para cada periodo de entrega.
Se asignan dos tipos de Producto siendo estos de 5 MW y 90 MW respectivamente.
· Tiempo de ejecución
Existen tres periodos de tiempo en los que se pude ser entregada el producto, estos
son:
Ø Ejecución instantánea(A): Sin previo aviso.
Ø Ejecución rápida (B): Preaviso mínimo de 15 minutos.
Ø Ejecución horaria (C): Preaviso mínimo de dos horas.
· Tendrá una duración máxima de una hora, dos ejecuciones consecutivas.
Esta condición establece el número de horas que se aplica el programa de acuerdo a
la potencia solicitada, siendo para 5 MW 240 horas anuales y 90MW 360 horas
anuales.[26]
2.2.7.3.3. Requisitos y procedimientos de habilitación para prestación del servicio.
El programa ha sido un éxito por lo que es muy cotizado y para ello se establecen
diferentes requisitos ya que no todos pueden acceder a él, estos requisitos son:
· Requisitos para la acreditación de los consumidores
Ø Cumplir con los requisitos para la consideración de punto de suministro.
Ø No desarrollar una actividad que incluya servicios básicos, o que pueda
provocar riesgos para la seguridad de personas, instalaciones propias o
terceros, o para el medio ambiente.
Ø Ser consumidores de alta tensión.
28
Ø Tener los equipos para control, medida y gestión del servicio. Además de un
relé de deslastre.
Ø Garantía suficiente para dar cobertura a las obligaciones económicas que se
puedan derivar del incumplimiento de condiciones de prestación de servicio.
Ø El proveedor debe demostrar que tiene un consumo mayor a 5MW y 90 MW
respectivamente, en gran parte de su jornada laboral.
· Requisitos para habilitación de participación en la subasta
Ø Los consumidores serán habilitados de la siguiente manera:
Solicitud del consumidor al operador del sistema.
Operador del sistema habilitará a los consumidores que cumplen los requisitos.
Un consumidor puede participar en ambos programas.
Ø Una vez el consumidor es aprobado puede participar de la subasta.[27], [28]
2.3. VEHÍCULOS ELÉCTRICOS.
Es importante conocer que es un Vehículo Eléctrico, como funciona, que tipos de estos
existen, las diferentes tecnologías que usan en su funcionamiento, las ventajas y
desventajas que producen a sus consumidores y medio ambiente además de conocer
a fondo como han ido evolucionando desde su origen, son parte de los temas a
desarrollarse previo a la modelación de la curva de carga de un VE.
2.3.1. DEFINICIÓN.
Se entiende como Vehículo Eléctrico aquel que es propulsado total o parcialmente por
un motor eléctrico, se los puede clasificar en: Vehículos Eléctricos Híbridos (HEV-
PHEV), Vehículos Eléctricos de Rango Extendido (REEV), Vehículo Eléctrico de
Batería (BEV) y Vehículo Eléctrico de Pila de Combustible.
Los Vehículos Eléctricos (EV) no son una tecnología nueva, han estado presentes
aproximadamente desde los dos últimos siglos, sin embargo, por no disponer de una
suficiente tecnología y un adecuado rendimiento fueron relegados por vehículos de
29
combustión interna (VCI) o también conocidos como convencionales por su alta
presencia en el mercado. Se entienden como vehículos convencionales o VCI a
aquellos que utilizan motores que trabajan con combustible el cual proviene del
petróleo y sus derivados.
Hoy en día reaparece el término Vehículo Eléctrico (BEV “Battery Electric Vehicle”) por
la necesidad de un medio de transporte que sea amigable con el medio ambiente,
eficiente, económico y motive a las personas a disminuir el uso de vehículos
convencionales (VCI), este último son aquellos que aportan en gran medida a la
contaminación ambiental (Emisiones de gases de efecto invernadero, ruido).[29]
Tomado como base las estadísticas de la EPA, prever el comportamiento del medio
ambiente para los próximos años sin realizar cambios tendría como único resultado el
deterioro del planeta, y con ello la restricción de utilizar gran cantidad de servicios los
cuales posiblemente tendrán un alto costo.
Figura 2.6. Emisiones globales de gases de efecto invernadero.[30]
2% 6%
16%
11%65%
EMISIONES GLOBALES DE GASES DE EFECTO INVERNADERO POR GAS
F-gases
Óxido de Nitrogeno
Metano
Dióxido de carbono (silvicultura y otros usos de la tierra)
Dióxido de carbono (combustible fósil y procesos industriales)
30
Los sectores que tienen mayor participación en la emisión de CO2 son la industria,
transporte y energía como se puede apreciar en las Figuras 2.6 y 2.7.
Relacionar CO2 con el consumo de energía de los diferentes sectores muestra a
simple vista un bajo rendimiento en procesos y una alta contaminación. Por tal razón
el presente estudio busca disminuir el consumo de energía no renovable por energía
renovable en el sector transporte mediante la elaboración de mecanismos de inclusión
de vehículos eléctricos.[31]
Figura 2.7. Sectores de participación de emisiones de CO2.[32]
2.3.2. ANTECEDENTES.
El desarrollo de los vehículos eléctricos inició aproximadamente en el año de 1830,
época en la cual estaban en batalla vehículos de combustión interna, vehículos a vapor
y vehículos eléctricos. Para este último las baterías no tenían un tiempo aceptable de
vida útil, recorrían mínimas distancias, no tenían una gran capacidad de
almacenamiento, entre otros, esto generó que los vehículos de combustión interna con
una baja eficiencia lograrán en los años de 1900 ganar al sector automotriz. Como
reseña se puede indicar que los vehículos a vapor no tuvieron un éxito debido a su
3%7%
6%
19%
23%
42%
SECTORES DE PARTICIPACIÓN DE EMICIONES DE CO2
Servicios Otros Residencial
Industria Transporte Electricidad y Calor
31
necesidad de un precalentamiento antes de un viaje, así como un consumo enorme
de agua.
A pesar de ser relegados por VCI, los vehículos eléctricos hasta la fecha continúan en
constantes investigaciones para mejorar su rendimiento, las cuales fueron suficientes
para poder desplegar planes de inclusión.
A continuación, se resume de manera rápida, clara y objetiva la evolución que tuvieron
los vehículos eléctricos
· 1830: Robert Anderson desarrolla el primer vehículo accionado eléctricamente,
teniendo como principal característica baterías no recargables.
· 1834: Thomas Davenport inventa el primer motor eléctrico que funciona en una vía
electrificada.
· 1888: Andreas Flocken construye el primer vehículo eléctrico de cuatro ruedas.
· 1897: Los primeros vehículos eléctricos comercializados entraron a ser parte de
una flota de Taxis de USA.
· 1899: “La Jamais Contente” fue el primer vehículo eléctrico en viajar sobre los 100
km/h.
· 1900: Vehículos Eléctricos llegaron a ser más utilizados, logrando el 28% de ventas
del mercado.
· 1908: Vehículos a gasolina son introducidos al mercado.
· 1912: Stock de VE llega a ser de 30000 unidades.
· 1910-1925: Los vehículos eléctricos tienen mejoras sustanciales en su capacidad
de almacenamiento, tiempo de vida, rango, costos de mantenimiento, entre otros.
· 1930: EV están por desaparecer, vehículo de combustión interna son más baratos,
y tienen mayor autonomía.
· 1966: Congreso de U.S.A recomienda utilizar EV para reducir la contaminación del
medio ambiente.
· 1973: OPEP incrementa costos de petróleo, permitiendo volver a la idea de EV.
· 1976: Francia lanza programas para acelerar RD&D en vehículos eléctricos
(Research, Development and Desployment)
32
· 1996: General Motor produce el vehículo eléctrico “EV1”.
· 1997: Toyota comercializa su vehículo híbrido (Eléctrico + Gasolina).
· 2008: Crisis de petróleo, precios elevados.
· 2010: BEV Nissan Leaf es lanzado a la venta.
· 2011: Stock de EV a nivel mundial llega a 50000 unidades.
· 2012: Stock de EV a nivel mundial sobrepasa las 180000 unidades.[33]
2.3.3. TIPOS DE VEHÍCULOS ELÉCTRICOS.
Los vehículos eléctricos pueden ser clasificados de acuerdo a su tecnología de
propulsión de motor y tipos de conexión para recargar sus baterías entre estos
tenemos:
2.3.3.1. Vehículo Eléctrico Híbrido- Hybrid Electric Vehicle - Plug in Hybrid.
Su principal sistema de propulsión es a través de un motor de combustión interna,
ayudado por un motor eléctrico el cual tiene una pequeña autonomía, este último
puede ser utilizado en pequeñas distancias y a una baja velocidad. Por último, el HEV
tiene la posibilidad de cargar la batería al utilizar el freno regenerativo, y el PHEV
dispone de un enchufe que le permitirá conectarse a la red para cargarse.[29], [34]
2.3.3.2. Vehículo Eléctrico de Rango Extendido- Range Extended Electric Vehicle.
Características similares a los HEV y PHEV, con la diferencia que tiene una mayor
participación el motor eléctrico además de unas baterías con mayor autonomía, el uso
de un enchufe para cargar las baterías es propio de esta gama.[29], [34]
2.3.3.3. Vehículo Eléctrico de Pila de Combustible- Fuel Cell Electric Vehicle.
Su principio de funcionamiento es a través de una reacción química entre el hidrógeno
y el oxígeno, lo cual produce energía eléctrica que hará funcionar al motor, para ello
se debe reemplazar el uso de gasolina por hidrógeno.[29], [34]
33
2.3.3.4. Vehículo Eléctrico de Batería- Battery Electric Vehicle.
A diferencia de los vehículos expuestos anteriormente, este tiene la característica que
utiliza energía eléctrica como fuente principal y única para la propulsión de un vehículo.
La energía eléctrica es almacenada en un banco de baterías las cuales se las puede
recargar cada vez que se agoten.[29], [34]
Se analiza únicamente a los vehículos Eléctricos de Baterías (BEV) por ser objetos de
estudio en el país, además por contar con recursos energéticos disponibles para su
recarga. Se excluyen los otros vehículos eléctricos por no disponer de materia prima
para su operación (Hidrógeno) y/o por ser híbridos (Combustible).
Figura 2.8. Estructura de los tipos de VE’s.[35]
Para facilitar la comprensión del presente estudio se entiende como Vehículos
Eléctricos (EV) únicamente aquellos que utilizan únicamente baterías para como
fuente para propulsar el motor (BEV).
2.3.4. FUNCIONAMIENTO DE UN VEHÍCULO ELÉCTRICO.
Para entender adecuadamente como trabaja un vehículo eléctrico es necesario
conocer las principales partes que lo conforman, así como la función que realizan las
partes de mayor importancia.
34
Figura 2.9. Estructura del Vehículo Eléctrico.[36]
2.3.4.1. Motor Eléctrico para VE’s.
Es el encargado de transformar energía eléctrica a energía mecánica, cumple la misma
función que un motor de combustión interna, el cual en simples palabras es mover o
romper la inercia del vehículo (reposo a movimiento). Entre sus características
tenemos:
· Es silencioso y no contamina.
· Alta eficiencia.
· Buena aceleración.
· Arranca de una manera automática.
La misión del motor eléctrico es poder vencer todas las fuerzas que estén presentes
en el vehículo, para ello se analiza el mayor número de fuerzas que interactúan en el
vehículo para posteriormente inyectar una fuerza a través del motor eléctrico y lograr
el movimiento.
Basándonos en “Electric Vehicle Integration into Modern Power Networks”, la fuerza
necesaria para vencer la inercia del vehículo es:[37]
$_ = Jn,o +,#!pp!>?-q + rst&!c(% u %v)s +,#jHE-q (2.w)
35
Así mismo la potencia a una velocidad % es:
5 = $_% = Jn,o% +,#!pp%!>?-q + rst&!c%(% u %v)s +,#%jHE-q (2.1x) Donde:
yz: Factor de masa que convierte la inercia rotacional de los componentes rotativos
en equivalente traslacional de masa.
Q: Masa del vehículo.
: Aceleración del vehículo.
;: Aceleración de la gravedad.
9||: Coeficiente de resistencia de rodamiento entre las ruedas del vehículo y la
superficie de rodamiento.
: Densidad del aire del ambiente.
O: Área frontal del vehículo.
9e: Coeficiente aerodinámico de arrastramiento.
L: Velocidad del vehículo.
L~: Velocidad del viento en dirección de movimiento del vehículo.
: Ángulo de pendiente.
2.3.4.2. Baterías de Alto Voltaje para VE’s.
Las baterías son la fuente de almacenamiento de energía de un vehículo eléctrico, las
cuales son diferentes a las que usualmente se utiliza en los dispositivos y equipos
electrónicos. Por ello es adecuado detallar su comportamiento en función de las
variables propias de las baterías. Lo esencial en las baterías de un vehículo eléctrico
es el poder manejar altas potencias, poder almacenar grandes cantidades de energía,
ser compactas, no demandar de grandes espacios y por último ser económicas.
36
En la actualidad existen gran variedad de baterías, pero las que mayor uso tienen son
las baterías de Níquel–Metal Hidruro (NiMH) y las baterías de Ión de Litio (Li-ion), a
continuación, se puede visualizar un cuadro con diferentes modelos de vehículos y sus
respectivas baterías.[37]
Tabla 2.6. Tecnología de baterías de VE’s.[37]
COMPAÑIA PAÍS MODELO DE VEHÍCULO TECNOLOGÍA DE
LA BATERÍA
GM USA Chevy-Volt Li-ion
Saturn Vue Hybrid NiMH
Ford USA Escape, Fusion, MZK HEV NiMH
Escape PHEV Li-ion
Toyota Japón Prius, Lexus NiMH
Honda Japón Civic, Insight NiMH
Hyundai Corea del Sur Sonata Polímero de litio
Chrysler USA Chrysler 200C EV Li-ion
BMW Alemania X6 NiMH
Mini E (2012) Li-ion
BYD China E6 Li-ion
Daimler Benz Alemania ML450, S400 NiMH
Smart EV (2010) Li-ion
Mitsubishi Japón iMiEV (2010) Li-ion
Nissan Japón Altima NiMH
Leaf EV (2010) Li-ion
Tesla USA Roadster (2009) Li-ion
Think Noruega Think EV Li-ion, sodio
2.3.4.2.1. Parámetros de las baterías del VE.
Para entender el comportamiento de una batería es necesario analizar las variables
que alteran su comportamiento, así tenemos:[37]
· Capacidad Amperio-hora: Es la carga total de la batería, la cual puede ser
descargada bajo ciertas condiciones de operación.
37
· Wh, KWh: Representa de la misma manera la capacidad de la batería en energía. !ATAGHCAC-E>SHSAB-(Y) = !ATAGHCAC-E>SHEAB-(&Y) l %>B@AK3-E>SHEAB(%)-(2.11) · Tasa C: Representa la tasa de carga o descarga de la batería en una hora.
· Energía Específica: Es la energía almacenada por unidad de masa. Es un
parámetro importante para determinar el recorrido que puede tener un vehículo
eléctrico. VE3FDíA-V?T3GíJHGA = cc-n--c-_p- -# (2.12) · Potencia Específica: Potencia pico por unidad de masa. 5>@3EGHA-V?T3GíJHGA = _--n--c-_p- -#- (2.14) · Densidad de Energía: Energía nominal por unidad de volumen.
· Resistencia Interna: Es la resistencia equivalente interna de los elementos de la
batería, varia al momento de carga y descarga.
· Potencia Pico: Es la condición en la cual el voltaje terminal es 2/3 del voltaje en
circuito abierto. 5 = s (2.18) · Voltaje de corte: Es el voltaje mínimo que debe existir en la batería, cuando esta
se ha agotado.
· Estado de carga (SOC): Es la capacidad restante de la batería, depende de las
condiciones de operación. Es la clave para la seguridad y durabilidad de las
baterías. j'! = cc-__cc-n (2.1`) Si se utiliza la capacidad Ah, se puede determinar la variación del estado de carga.
j'! = j'!_ u j'!_ = rcc- l H()C__ (2.1d) · Profundidad de descarga (DOD): Indica el porcentaje de la capacidad total que
ha sido utilizada. 7'7 = 1 u j'! (2.1i)
38
· Estado de salud: Indica el grado de degradación de la batería, pudiendo
determinar su tiempo de vida útil. j'0 = cc-c-p#í-pcccc-c-p#í-n (2.1m) · Ciclo de vida: Es el número de ciclos (carga y descarga) que una batería puede
manejar.
· Inversión de la batería: Ocurre cuando la batería se la hace trabajar bajo voltaje
negativo. Se acorta el tiempo de vida útil.
· Sistema administrador de batería (BMS): Es la combinación de sensores,
controladores, comunicación, hardware, algoritmos diseñados para determinar los
tiempos de carga y descarga a partir de la estimación de SOC, SOH.
· Sistema de gestión térmico (TMS): Es el protector térmico de la batería, puede
ser aire o forzado como líquidos refrigerantes.
Para determinar un adecuado rendimiento o mejoramiento de las baterías en los
vehículos eléctricos se puede evaluar a las siguientes variables: energía específica,
densidad de energía, potencia específica, vida útil, y costos. La USABC (The U.S
Advanced Battery Consortium) busca en un futuro llegar a los siguientes valores:
Tabla 2.7. Valores de variables de la batería esperada a futuro.[37]
VARIABLE VALOR UNIDADES
Energía Específica 200 Wh/kg
Densidad de Energía 300 Wh/l
Potencia Específica 400 kW/kg
Ciclos de vida 1000 Ciclos
Costo Proyectado Menor a 100 $/kWh
2.3.4.2.2. Métodos de carga de baterías del VE.
El tiempo de vida útil de las baterías está en función de la forma en la que se carga.
Por ello se explican tres formas en las que se carga una batería:[37]
39
· Voltaje constante: Es adecuado para todo tipo de baterías, aparte de tener un
esquema sencillo, tiene el inconveniente de ser recargado con una muy alta
potencia, la cual no está disponible en residencias.
· Corriente Constante: El voltaje es controlado para mantener una corriente
constante. El desafío de esta forma de recarga es determinar la carga completa.
· Combinación de Voltaje constante y corriente constante: Generalmente el
proceso de carga de batería utiliza ambos V e I cte. En el siguiente gráfico se
observa los diferentes momentos de carga de una batería de li-ion.
Figura 2.10. Curvas de carga de una batería eléctrica.[37]
Para determinar el tiempo de carga total, existen métodos que censan tiempo,
temperatura, corriente mínima, voltaje límite, caídas de voltaje, entre otros.
2.3.4.2.3. Modelo eléctrico de una batería del VE.
El modelo de la batería se basa en un circuito eléctrico compuesto por una fuente de
voltaje controlada por corriente la cual está en función del tiempo, una resistencia que
40
para propósitos de simulación se debe mantener constante al igual que la temperatura,
por último, los efectos de autodescarga y memoria de la batería no se consideran en
el modelo presentado.[38]
Figura 2.11. Circuito de carga de una batería de un VE.[38]
En base a circuitos eléctricos y el esquema presentado, la batería eléctrica se modela
con las siguientes ecuaciones:
V = V u l ¡¡¢_ + & l 3¢£l_ (2.1w) %_p = V u 6 l H (2.2x)
En donde:
g< @3E?H>E ¤¥¦ GAFDA-§%¨ g©< @3E?HóE-G>E?@AE@3-C3-BA-NA@3FHA§%¨ ª< @3E?HóE-C3-T>BAFHWAGHóE§%¨ «< GATAGHCAC-C3-BA-NA@3FHA§&Y¨ ¬a< GAFDA-AG@^AB-C3-BA-NA@3FHA§&Y¨ = G>E?@AE@3-C3-@H3ST>-HEM3F?A-C3-BA-W>EA-3hT>E3EGHAB§&Y¢r¨- L®¯aZ|¬¯< @3E?HóE-C3-BA-NA@3FHA§%¨ \< F3?H?@3EGHA-HE@3FEA§°¨ ¬< G>FFH3E@3-C3-BA-NA@3FHA§&¨
41
Los parámetros de la batería se obtienen en dos pasos: primero, aquellos parámetros
proporcionados por el fabricante en su hoja de datos y que generalmente son la
resistencia interna, capacidad máxima, y tensión nominal. Segundo, el utilizar las
curvas existentes en la hoja de datos del fabricante para obtener el valor de constantes
que se utilizan en la ecuación de voltaje como de corriente.[38]
Tabla 2.8. Parámetros de una celda de batería utilizada para VE’s.[38]
Parámetros Valor Unidad
Datos de
Fabricante
R 0,0046 [Ω]
Q 6,5 [Ah]
V 1,2 [V]
Curvas de
la Batería
A 0,14 [V]
B 2,308 [1/Ah]
K 0,01633 [V]
Eo 1,272 [V]
Con los valores de la Tabla 2.8. las curvas de voltaje de carga y descarga de un batería
son presentadas en la Figura 2.12. Estas curvas son simétricas e ideales y no
representan la forma real de carga o descarga de una batería.
Figura 2.12. Curvas de voltaje de carga y descarga de una batería para VE’s ideal.
Una forma de mejorar el modelo descrito anteriormente es tener en cuenta los
siguientes parámetros:[38]
· La capacidad real de una batería es el 80%-90% de su valor nominal.
0 1 2 3 4 50.8
0.9
1
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5Voltaje de descarga
tiempo [h]
Vol
taje
[V
]
0 1 2 3 4 50.8
0.9
1
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5Voltaje de carga
tiempo [h]
Vol
taje
[V
]
42
· Una batería se descarga máximo hasta el 15% de su capacidad nominal.
· Se debe tener en cuenta el Estado de carga de la batería (SOC).
Considerando los puntos anteriores la ecuación es:
V = V> + l ¡_¢¡l±²³³ + & l 3£l¢_´¡l±²³³¢£l¡ (2.21) j'! = µ l ¡r < %AB>F-C3-GAFDA-¶^3-T>?33-BA-NA@3FHA-HEHGHABS3E@3 (2.22)
Por último y en base a información proporcionada por fabricantes de baterías en las
respectivas hojas de datos se sabe que las baterías alcanzan una tensión máxima en
el 70%-80% de la carga de la batería, siendo este valor constante hasta llegar al 100%
de su carga.
V = ·V> + l ¡_¢¡l±²³³+ & l 3£l¢_´¡l±²³³¢£l¡----------jH- uH@ + µ l ¡r ¸ xfi--V> u + &-------------------------------------------------------------jH- uH@ + µ l ¡r ¹ xfi º (2.24)
Figura 2.13. Curva de voltaje de carga considerando tensión máxima el 70% de carga.
Una vez determinado el modelo aproximado de voltaje de carga de una batería, es
necesario desarrollar el comportamiento de la corriente, la cual estará en función de la
curva del voltaje.
0 1 2 3 40.8
0.9
1
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5Voltaje máximo desde el 70% de carga
tiempo [h]
Vol
taje
[V
]
43
Para la corriente se debe considerar que no es lineal, y que en el tramo final de carga
la corriente tiene una componente exponencial que relaciona la capacidad máxima de
la batería, la velocidad de descarga y el nivel de carga de la batería. Siendo así:
» = ¼µ l %G l 3(½¾¿ÀÁ)lÂl±³fÃl±Ä l¢_´³fÅ¢ ±Âl²³³f-------------jH- uH@ + µ l ¡r ¸ xfi-----µ l %G-f---------------------------------------------------------------------jH- uH@ + µ l ¡r ¹ xfi Æ (2.28)
Figura 2.14. Corriente de carga considerando corriente máxima el 70% de carga.
Por último, las ecuaciones de voltaje y corriente de carga permiten determinar la
Potencia de consumo de una batería. Así como la energía consumida al realizar el
proceso de recarga, este último es el área bajo la curva de la potencia.
Figura 2.15. Curvas de Potencia y Energía de carga de una batería.
0 1 2 3 4 50
0.2
0.4
0.6
0.8
1
1.2
Corriente máxima hasta el 70% de carga
tiempo [h]
Cor
rient
e [A
]
44
5 = V l » (2.2`) VE3FDíA = (V l »)-C@__ (2.2d)
2.3.4.3.Controladores de VE’s.
El sistema inversor es aquel que permite transformar el voltaje AC de la red eléctrica
a voltaje DC, permitiendo así la carga de las baterías que se han descargado, así
mismo se necesita de un inversor que permita alimentar al motor eléctrico.[37]
2.3.4.4. Cargadores y Conectores para VE’s.
Para recargar baterías, se hace uso de enchufes que ya están normados. Entre ellos
tenemos:[39]
Figura 2.16. Conectores para baterías de VE’s.[39]
· Conector Schuko: Utilizado para recarga lenta, es decir puede conducir hasta
100A.
· Conector SAE J1772: Conocido como Yazaki, es utilizado ampliamente en U.S.A,
puede ser utilizado para carga lenta como para carga rápida.
· Conector Mennekes: Es un conector alemán, similar al SAE J1772 tiene ambos
modos de carga.
· Conector Único Combinado: Es el conector estándar entre U.S.A y Alemania.
Por tal razón dispone de ambos modos de carga.
45
· Conector Scame: Es un conector de origen francés, es utilizado para recarga
semi-rápida.
· Conector CHAdeMO: Es el conector estándar en Japón, es utilizado en modo de
recarga rápida, admite una corriente de 200 A.
2.3.4.5. Sistema de Frenado para VE’s.
El VE Tiene dos tipos de frenos, el tradicional (mecánico-hidráulico) y el controlador
del motor (Freno del motor), este último permite recuperar energía que irá a las
baterías cuando el vehículo frene.
Una vez definido las partes de un vehículo eléctrico se puede de una manera clara y
concisa explicar el funcionamiento, el cual consiste de un motor eléctrico que es
energizado a través de baterías de alto voltaje previo a la respectiva conversión de
energía eléctrica con ayuda de controladores y electrónica de potencia. El motor
eléctrico y sus variantes (Brushed DC, Brushless Electric Motor, etc.) sirven como
mecanismos de propulsión, sin embargo, el sistema de control es complejo, pero de
una mayor eficiencia.[37]
La pieza fundamental para que un vehículo eléctrico funcione son las baterías
recargables de alto voltaje, que como se ha explicado anteriormente puede tener sus
variaciones las cuales estarán en función del tipo de vehículo que se ensambla. Por
ultimo las baterías son recargables a través de un enchufe eléctrico con su respectivo
controlador.
2.3.5. ESQUEMAS DE CARGA DEL VEHÍCULO ELÉCTRICO.
Las baterías son recargables, por tal razón deben existir puntos que permitan lograr
esta cometida, sin embargo, se debe analizar previamente el nivel de carga que se
está introduciendo, así como el normar los vehículos eléctricos que ingresan a nuestro
entorno. Las estaciones de carga deberían ir creciendo en función del número de
vehículos que empiecen a circular en las carreteras.[37]
46
Por tal razón a priori el presente método de crecimiento será:
a. Hogares
b. Oficinas de trabajo, Restaurantes, Centros Comerciales, entre otros.
c. Electrolineras urbanas
d. Electrolineras en carreteras
Nos enfocaremos en los esquemas necesarios únicamente para hogares, mientras
que los otros pueden ser desarrollados en posteriores estudios.
2.3.5.1. Normas de Conexión de VE´s al Sistema de Carga.
Hasta la fecha existe una variedad de normas realizadas por ensambladoras de
vehículos, agencias afines al sector eléctrico, institutos especializados, entre otras, sin
embargo, la mayoría se concatena logrando desarrollar “reglas” que permitirán una
adecuada conexión del vehículo eléctrico a un sistema de carga.[37]
Tabla 2.9. Normas para la conexión de VE’s.[37]
NORMA ESTARDAR ARTÍCULO TÍTULO/DESCRIPCIÓN
NEC 625 Electric Vehicle Charging System
SAE J2293 Energy Transfer for Electric Vehicle
SAE J2836
Recommended Practice for Communication
between Plug-in Vehicles and Utility Grid
SAE J1772 Electric Vehicle Conductive Charge Coupler
SAE J1773 Electric Vehicle Inductively Coupled Charging
IEC 62196
Plugs, socket outlets, vehicle couplers and
vehicle inlets
IEEE 1547.3
Interconnecting Distributed Resourses with
Electric Power Systems
En donde
· NEC: Código Eléctrico Nacional.
· SAE: Society of automotive Engineers.
47
· IEEE: Institute of Electrical and Electronic Engineers.
· IEC: International Electrical Code.
En la Figura 2.17. se presenta el esquema donde se puede visualizar la agrupación de
las normas mencionadas para poder cargar las baterías de un vehículo eléctrico en un
domicilio sin tener problemas técnicos, económicos y físicos. El cumplir con las normas
impuestas genera una buena calidad de energía que se la puede medir en el voltaje,
frecuencia y nivel de armónicos.
Figura 2.17. Esquema de agrupación de normas para el desarrollo de VE’s.[37]
2.3.5.2. Niveles de Voltaje para la Carga de VE’s.
Los niveles de carga de una batería para VE’s se clasifican en función del tiempo que
toma la carga de baterías, el nivel de voltaje que se utiliza, la potencia consumida y
por último el lugar de carga, en la Tabla 2.10. se presentan los niveles de carga de una
batería de VE de acuerdo a sus parámetros.[37]
Tabla 2.10. Clasificación de niveles de carga de una batería de VE’s.[37]
Nivel Potencia [kW] Voltaje [V] Tiempo [h] Lugar
Nivel I 1,5-3 120-240 10-12 Domicilio.
Nivel II 10-20 240 8 Domicilio, Parqueaderos.
Nivel III 40 o mayor 400 0,5 Electrolinera.
48
Por último, para poder desarrollar mecanismos de control al momento de recarga de
baterías de vehículos eléctricos es necesario analizar los diferentes escenarios de
comunicación que pueden desarrollarse. En la Tabla 2.11. se muestra cuatro
esquemas con sus respectivas características de comunicación.[37]
Tabla 2.11. Características de comunicación para recarga de baterías de VE’s.[37]
CARACTERÍSTICAS V0G V1G V2G V2B
Comunicación en tiempo real X X X
Comunicación con red X X
Carga temporizada X X X
Fuente de respaldo X X
Carga controlada X X X
Servicio de red auxiliar bidireccional X
Cambio de carga para energía renovable X X
En donde:
· V0G: Es el sistema normal de carga, es decir solo consiste en la conexión del
enchufe a la carga.
· V1G: Conocido como cargador inteligente, se carga cuando la red le permita. Para
ello debe existir comunicación AMI (Advanced metering infrastructure), HAN (Home
automation network).
· V2G: Es la complementación de las funciones del esquema V1G, es decir, utilizan
las baterías de los EV para ayudar a la red en momentos de alta demanda.
· V2B: Es similar al esquema V2G con la diferencia que entrega energía al edificio,
y no está conectada para entregar energía a la red.
2.3.6. VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL USO DE VEHÍCULOS ELÉCTRICOS.
El uso de Vehículos Eléctricos presenta ventajas y desventajas frente al uso de
vehículos de combustión interna, entre algunas de las principales tenemos a las
siguientes:[37]
49
2.3.6.1. Ventajas del uso de VE’s.
· Puede utilizar cualquier punto de recarga, siempre y cuando se tenga el nivel de
voltaje requerido, así como el enchufe.
· Reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero.
· No generan ruido al encenderse o al desplazarse.
2.3.6.2. Desventajas del uso de VE’s.
· El recorrido es limitado, solo en zonas urbanas.
· Accesorios internos del vehículo eléctrico que consuman energía restan el
recorrido.
· Tienen un mayor peso debido a los componentes extras que se tiene. (Baterías,
controladores, cargadores).
En la Tabla 2.12. se presentan algunas características relevantes entre los vehículos
de combustión interna y los vehículos eléctricos.
Tabla 2.12. Comparación de características entre VCI y VE’s.[37]
Características Vehículos de Combustión Interna Vehículos Eléctricos
Eficiencia 20-30% 75-85%
Velocidad 200 km/h 45-150 km/h
Aceleración 0-95 km/h en 8.4s 0-95 km/h en 4-6s
Kilometraje 480 km 160 a 320 km
Costo $14 000- $17 000 $ 30.000- $100.000
2.3.7. VEHÍCULOS ELÉCTRICOS Y SU IMPACTO.
El siguiente apartado se dividirá en tres temas los cuales representarán el
comportamiento de los vehículos eléctricos en el mundo, el comportamiento en un
sistema eléctrico de distribución, y en general los impactos que produce esta
transición.
50
2.3.7.1. Vehículos Eléctricos en el Mundo.
A diferencia de Ecuador, en el mundo hay varios países que ya han desplegado planes
de inclusión de vehículos eléctricos, algunas de las razones son por ser países
desarrollados, disponer de materia prima, disponer de recursos monetarios, etc.
Desde el año 2010, se han desplegado programas de inclusión de vehículos eléctricos
a nivel mundial bajo la dirección del Clean Energy Ministerial el cual busca promover
y compartir políticas que permitan lograr un uso adecuado de energía, y encaminarse
al cuidado del medio ambiente. Una de las ideas que destaca es “La Iniciativa de
Vehículos Eléctricos” conocida en inglés como “The Electric Vehicles Initiative” con sus
siglas EVI.[40]
La EVI conformada por 16 países de todo el mundo tiene como objetivo el desplegar
para el año 2020 un aproximado de 20 millones de vehículos eléctricos.
Tabla 2.13. Stock y estaciones de VE’s según países.[40]
País Stock de VE’s Estaciones de Carga para VE’s
Estados Unidos 71.174 15.192
Dinamarca 1.388 3.978
Holanda 6.750 3.674
Suiza 1.285 1.215
Finlandia 271 2
Reino Unido 8.183 2.866
Francia 20.000 2.100
España 787 705
Italia 1.643 1.350
Alemania 5.555 2.821
China 11.573 8.107
India 1.428 999
Japón 44.727 5.009
51
Figura 2.18. Consideración de los países según el EVI.[40]
Por ahora se ha logrado que el crecimiento en la venta/uso de vehículos eléctricos sea
generado por dos variables: incentivos económicos e infraestructuras de carga.
Mediante informes desarrollados por países miembros de la IEA (International Energy
Agency), se puede evaluar el nivel de vehículos eléctricos a nivel mundial y su
tendencia la cual evidentemente es creciente como se muestra en la Figura 2.19.
tomada del reporte mencionado.
Figura 2.19. Evolución del stock global de vehículos.[40]
Como se puede observar a partir del año 2010, empezó la inclusión de estos vehículos
a una escala representativa, siendo los países de USA y China los que poseen mayor
cantidad de vehículos 80%. El restante se reparte entre países de Europa. Unificando
el porcentaje de todos los países se sobrepasó el millón de vehículos en el mundo
para el año 2015.[40]
52
Además de los incentivos económicos y de la implementación de infraestructura de
carga, es necesario indicar que sin una investigación de las baterías no se hubiera
logrado llegar a tales valores, es por ello que se explica en breve rasgo lo que implicó
realizar este estudio.
Figura 2.20. Evolución de la densidad de energía y costo de la batería para VE’s.[40]
Como se mencionó, el crecimiento vehicular se dio a través de los avances
tecnológicos en baterías, las cuales son la fuente principal de energía para poder
utilizar un vehículo eléctrico, el esquema mostrado en la Figura 2.20. tomada del
mismo reporte muestra la evolución que han tenido las baterías en función de sus
variables más representativas es decir costo y densidad de energía de la batería,
además se proyectan que estas variables mejorarán su índice para el 2022.
Además, el costo de baterías paso de $1000/kWh en el 2008 a $268/kWh en el 2015,
equivalente a un 73% de su costo original, de igual manera se prevé que para el año
2022 sea $125/kWh o en el mejor de los casos de $100/kWh. Similar situación ocurre
al analizar la densidad de energía de las baterías la cual en el año 2008 era de 60Wh/l,
y para el año 2015 fue de 295Wh/l, mejorando notablemente un 400%, sin embargo,
el objetivo es llegar a 400Wh/l para el año 2022.[40]
2.3.7.1.1. Políticas de Demanda del Mercado.
En varios países miembros de la IEA se han desplegado una variedad de planes los
cuales se los agrupará en tres grandes grupos:
53
· Incentivos para compra.
Jin, Searle and Lutsey indican que los incentivos para la compra de vehículos es la
manera más efectiva de lograr una inclusión a gran escala, y la única forma de
comprobarlo es evaluar su comportamiento en los países que ya tienen un porcentaje
representativo en las carreteras o a su vez en stock.[40]
China: Ø Los usuarios de VE no pagan ningún impuesto por la compra o por su uso.
Ø Los incentivos son aproximadamente entre $6.000 y $10.000 dólares.
Francia: Ø Promovió incentivos de compra por 6300 euros para aquellos carros que emitan
menos de 20 gramos de CO2 por kilómetro.
Ø El deshacer el tubo de escape de un vehículo a diésel corresponde a un pago
adicional de 11.000 euros.
Japón: Ø Los incentivos estarán en función de la diferencia de precios de vehículos eléctricos
y vehículos de combustión interna, siendo el máximo valor $7.800 dólares
Holanda: Ø Vehículos que no emitan contaminación, no pagaran impuestos, para los otros se
generará una tabla con diferentes niveles de tasas y contaminación
Noruega: Ø VE están exentos de pagar impuestos, los cuales aproximadamente serían de
$12.000.
Ø De igual manera no deberán pagar impuesto al valor agregado (IVA)
Portugal: Ø VE no pagan matriculación, siendo este un valor de $1.400, además el destruir el
tubo de escape de un vehículo de combustión interna, tiene un bono de $5.000.
Suiza: Ø Vehículos que tengan una contaminación menor a 50 g de CO2 por kilómetro,
tendrán un reembolso de $4.400.
Reino Unido: Ø Las personas que adquieran un Vehículo Eléctrico reciben un incentivo de $6.300
de uso residencial y para Vehículos Eléctricos comerciales livianos un incentivo de
$11.200.
54
Estados Unidos Ø Tiene un crédito fiscal de $7500 a nivel nacional el usuario de un vehículo eléctrico.
Ø Estados de USA puede aplicar otros beneficios, tal es el caso de California que
ofrece un incentivo de $2500. Colorado ofrece un impuesto a la renta de $6000,
entre otros.
· Incentivos para uso y circulación.
Estos incentivos están relacionados al ámbito local, es decir, cada gobierno genera
sus políticas con el objetivo de incentivar el consumo del producto (Vehículo Eléctrico).
Por ejemplo, China dispuso que los VE’s no paguen impuestos de circulación ni de
propiedad, Dinamarca indicó que los VE’s que pesen menos de dos toneladas no
pagarán impuesto anual por circulación, en Alemania no se pagarán impuestos durante
diez años a partir de su primera matriculación, entre otros. Como se evidencia el
objetivo de los incentivos para circulación y uso son económicos los cuales son
representativos y de cierta manera llaman la atención.[40]
· “Pase libre” para zonas restringidas.
Cada ciudad puede restringir el ingreso o el paso de un vehículo por uno o varios
lugares. Ciudades como Ontario, Nottingham, Bristol, London, entre otros han
permitido que vehículos eléctricos puedan circular por estas vías exclusivas (Líneas
exclusivas de buses, cruces de edificios, etc.) sin restricción alguna.[40]
2.3.7.1.2. Infraestructura de carga.
Figura 2.21. Evolución de centros de carga para VE’s.[40]
55
Para garantizar el crecimiento de VE’s es necesario incrementar lugares de carga de
vehículos eléctricos, sin importar el modo de carga. En la Figura 2.21.se muestra la
evolución de centros de carga, así como su nivel de introducción a nivel mundial.
2.3.7.2. Vehículos Eléctricos en un Sistema Eléctrico de Distribución.
Analizar el impacto en una red de distribución de energía eléctrica ante la inclusión de
vehículos eléctricos es la tarea de mayor importancia, porque a partir de esta
evaluación se pueden tomar medidas de inclusión en sistemas que estén por inicializar
con esta idea. Como se ha indicado en reiteradas ocasiones, la inclusión de VE
aumentará el consumo de energía eléctrica en redes de distribución, provocando o
derivando en caídas de voltaje, sobrecargas térmicas en conductores y
transformadores, pérdidas de potencia en líneas de distribución, desbalance de
potencia en las líneas y la introducción de armónicos al sistema.
Hoy en día los estudios que se realizan están relacionados a: la generación, el
deterioro de transformadores (sobrecarga) y calidad de energía eléctrica. Si bien, se
han desarrollado estrategias de carga para minimizar los impactos negativos al
momento de carga las baterías de VE, es necesario abarcar los problemas y tenerlos
presentes. Si se cargan los VE’s en horas valle, no se requiere de la construcción de
nuevas centrales de generación, esto implica que se dispone de un sistema de carga
controlada el cual impide consumir energía eléctrica en horas pico. Sin embargo, todo
lo contrario, sucede al momento de no tener restricción alguna al momento de cargar
los VE’s.[41], [42]
A continuación, se detalla las conclusiones que han determinado estudios de inclusión
de vehículos eléctricos:
“Electric Vehicle Charging on Residential Distribution System: Impacts and Mitigations”
Realiza el análisis del impacto de vehículos eléctricos en un Sistema de distribución,
el cual posee un voltaje de media tensión de 13,8kV, y un voltaje de distribución de
120/240V. Las conclusiones son:
56
Ø Las cargas de vehículos eléctricos tienen una mayor incidencia en la variación de
voltajes de circuitos secundarios.
Ø Se reducen las caídas de voltaje cuando los puntos de carga de VE están cerca de
los transformadores de distribución.
Ø El aumentar la carga tiene un mayor impacto, es decir cargar vehículos adyacentes
aumenta en un 50% las caídas de voltaje.[43]
“Electric Vehicles and the electric grid: A review of modeling approaches, impacts, and renewable energy integration”
Ø VE afectan el rendimiento, eficiencia y capacidad de una red eléctrica.
Ø Se requiere de una investigación extra en capacidad de generación y transmisión
Ø Disminución de vida útil de transformadores, sobrecarga en líneas de transmisión,
y problemas en calidad de energía.[42]
“Electric Vehicles’ impact on British distribution Networks”
Para determinar el comportamiento de carga en la red eléctrica, se utilizaron dos
criterios.[44]
Método determinístico
Las conclusiones que se obtuvieron en este método son las siguientes:
Ø Las caídas de voltaje superan los límites normados mayor al 5%.
Ø Los transformadores de distribución han sufrido una sobrecarga en los diferentes
niveles de inclusión de VE.
Ø Pérdidas en líneas de distribución se incrementaron en un 6%. Ante una inclusión
masiva.
Método Probabilístico
Para este método las conclusiones obtenidas son:
Ø Si existe un ingreso medio o masivo de VE, se tiene caídas de voltaje mayor al 5%.
Al ser una inclusión a baja escala se logra que la caída de voltaje este en un 4%.
Ø Pérdidas en líneas de distribución se aumentan en un 10% con inclusión masiva.
Ø Transformador de distribución se encuentra sobrecargado.
57
“Impacts of Electric Vehicle Load on Power Distribution Systems”
Ø Caídas de voltaje en las líneas de distribución están cercanas al 10%.
Ø Pérdidas en el sistema de distribución está en un 40% y 30%, a una integración
del 50% de VE.
Ø Existe sobrecarga en líneas de distribución.[41]
2.3.7.3. Impactos de los Vehículos Eléctricos.
Además de los impactos técnicos, la inclusión masiva de VE’s genera un sin número
de impactos, en los campos de estudio económico y ambiental
2.3.7.3.1. Impactos Económicos.
Se puede visualizar desde el consumidor al momento de comprar un vehículo de
iguales características al de uno de combustión interna a un precio mayor, además de
las adecuaciones que se necesitan realizar para el sistema de carga en su hogar. Así
mismo desde la empresa de distribución la cual debe garantizar que el servicio llegará
con una buena calidad de energía, haciendo para ello adecuaciones en su sistema
actual de distribución.
Al momento la adquisición de un vehículo eléctrico representa un alto costo,
evidentemente se debe al principio de funcionamiento y al alto costo de las baterías.
Posiblemente en un futuro los costos disminuyan por los avances tecnológicos.
Los costos de operación y mantenimiento en los vehículos eléctricos son más bajos
que los de combustión interna, esto se debe a la alta eficiencia que representa el motor
eléctrico.
Thiel, en su estudio indica que el tiempo de recuperación de la inversión de un VE es
aproximadamente 20 años (actualmente), con el paso de tiempo se puede disminuir.
Se Incrementan costos a las empresas de distribución, debido pérdidas por
transmisión, caídas de voltaje, para disminuir esta problemática se deben desarrollar
o seleccionar estrategias de carga.[42]
58
2.3.7.3.2. Impactos ambientales.
Las emisiones de CO2 de los vehículos convencionales han puesto al medio ambiente
ante un gran problema de contaminación, los vehículos eléctricos no emiten gases de
efecto invernadero, resumiendo son amigables con la naturaleza, a un futuro se prevé
disminuya el porcentaje de contaminación.
La inclusión de vehículos eléctricos implica generar energía proveniente de recursos
renovables, evidentemente disminuirá la huella de carbono que se ha dejado.
El ruido una forma de contaminación ambiental generada por vehículos tradicionales
será eliminada en un gran porcentaje, debido a las características de control que tienen
los vehículos eléctricos.[42]
2.4. CONCEPTOS ELÉCTRICOS ADICIONALES.
En lo que va del capítulo se han revisado diferentes conceptos eléctricos relacionados
con VE’s y esquemas tarifarios eléctricos, como se ha mencionado a lo largo del
desarrollo del estudio esté analizará los cambios en una curva horaria de demanda
que existirán al aumentar una demanda para la recarga de las baterías de VE’s y los
cambios en la curva horaria de demanda debido a los cambios de actividades
productivas de las industrias al proponer una nueva tarifa para este sector. Entonces
es importante conocer conceptos como la Demanda, la curva horaria de demanda,
potencia instantánea, factor de carga entre otros, los cuales facilitarán la observación
de resultados finales.
2.4.1. DEMANDA.
La demanda que principalmente está expresada kilovatios (kW) es la carga que
requiere una fuente de energía para satisfacer a un sistema, esta carga esta
promediada en un intervalo de tiempo, el intervalo de tiempo puede ser diferente de
acuerdo a la necesidad de los datos que se desean obtener, el intervalo de tiempo más
usado es de 15 minutos.[45]
59
La demanda suele ser confundida por la demanda instantánea o la potencia
instantánea la cual es el valor de potencia medida en un instante, como se mencionó
la demanda es la potencia promedio en un intervalo de tiempo específico.
2.4.2. CURVAS HORARIAS DE DEMANDA.
Las curvas horarias de demanda son la representación gráfica de la demanda en
intervalos de tiempo que para nuestro estudio se considerará 15 minutos, estas curvas
presentan características de consumo de energía de los diferentes sectores de
consumo donde se toma más atención a las curvas del sector residencial e industrial
por ser objetivos principales del estudio.[45]
A continuación, en la Figura 2.22. se presentan las curvas horarias de demanda
características de un alimentador con densidad de consumo altamente residencial e
industrial respectivamente, la información para la representación de estas curvas es
tomada de la base de datos de la EEQ de un día específico para los dos casos.
Figura 2.22. Curva horaria de demanda característica residencial e industrial.[46]
En las figuras anteriores se puede observar características de cada uno de los sectores
como los picos a lo largo del día en sector industrial y el pico muy pronunciado en la
noche del sector residencial, existen también características similares entre las dos
curvas como el valle que existe en las horas de la madrugada en ambos casos.
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
CARACTERISTICA RESIDENCIAL
Dem
anda
[kW
]
Tiempo [h]
CURVA HORARIA DE DEMANDA
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500CARACTERISTICA INDUSTRIAL
Dem
anda
[kW
]
Tiempo [h]
60
2.4.3. FACTOR DE CARGA.
El factor de carga es la relación que existe entre la demanda promedio en un intervalo
de tiempo y la demanda máxima en el mismo periodo considerado como se muestra
en la ecuación 2.26, habitualmente este periodo puede ser un día, mes o hasta año,
pero para motivos de estudio es mejor considerar un periodo menor ya que al existir
mayor cantidad de datos en periodos como en un año las variaciones que existen en
este tipo de datos distorsionan los resultados pues a mayor periodo se ha observado
que menor son los factores de carga obtenidos.[45]
$! = ÇÈÉÇÊáË (2.2i) En donde:
I9< $AG@>F-C3-GAFDA. ]Ì|Í< 73SAECA-TF>S3CH>. ]záÎ< 73SAECA-SáhHSA. Nuestro estudio considera un intervalo de tiempo de 24 horas, el factor de carga será
el indicador de resultados de nuestro estudio pues se busca que con la inclusión de
los programas mencionados la demanda cambie de tal forma que el FC se modifica de
manera positiva es decir aumente hacia uno si es el caso.
2.5. HERRAMIENTAS MATEMÁTICAS.
Para el desarrollo del estudio es importante conocer varias herramientas matemáticas
que serán necesarias para facilitar la obtención de resultados, estas herramientas
minimizarán procesos complejos como análisis de datos u obtención de resultados en
pre procesos necesarios en la metodología que en el capítulo siguiente será
desarrollado, las herramientas matemáticas utilizadas son:
61
2.5.1. CORRELACIÓN.
La correlación es un valor que determina la relación que puede existir entre dos
variables cuantitativas continuas, el valor de correlación puede estar entre -1 y 1
indicando así una correlación perfecta entre las dos variables, caso contrario sucede
cuando el valor de la correlación es 0 lo que indica que no existe ninguna relación entre
estas variables. El valor de la correlación F es adimensional, pero existen criterios de
medida de correlación de acuerdo a lo siguiente:[47]
· | Ï Ð©. ÑÐ< !>FF3BAGHóE-C3?TF3GHANB3.- · Щ. ÑÐ ¹ | Ï Ð©. ÒÐ<-!>FF3BAGHóE-NAKA. · Щ. ÒÐ ¹ | Ï Ð©. ÓÐ<-!>FF3BAGHóE-S3CHAEA. · | ¸ ©. Ó<-!>FF3BAGHóE-AB@A->-J^3F@3. La correlación F se define en términos de varianza y covarianza de dos variables.
La varianza ?s indica el promedio de la desviación de los datos comparada con la
media de estos, La varianza de una variable h-se calcula con la siguiente ecuación.
?s(h) = Ô(ÕÖ¢Õ×)¢r (2.2m) En donde:
Ø< EúS3F>-C3-3B3S3E@>?-C3-BA-MAFHANB3-h.
ά< 3B3S3E@>-C3-BA-MAFHANB3-h. ÎÙ<,3CHA-C3-B>?-3B3S3E@>?-C3-BA-MAFHANB3-h.- La covarianza es la medida de relación promedio entre dos variables, siendo dos
variables hf U su covarianza se calcula con la siguiente ecuación.
G>M(hf U) = Ô(ÕÖ¢Õ×)l(ÚÖ¢ÚÛ)¢r (2.2w)
62
Conociendo la varianza y covarianza la correlación F entre dos variables-(hf U) esta
dada por:
F = Ü(ÕfÚ)Ý(Õ)l(Ú) = Ô(ÕÖ¢Õ×)l(ÚÖ¢ÚÛ)(¢r)l(Õ)l(Ú) (2.4x) Un estudio de correlación entre dos variables que tienen una relación lineal permite
graficar cada uno de los elementos de las variables a partir de una recta promedio
entre estos valores, la recta se forma considerando una regresión lineal en donde se
relacionan ambas variables, considerando dos variables(hf U) con Þ elementos cada
una de ellas se obtiene una función lineal aplicando la regresión lineal con las
siguientes ecuaciones.[47]
J(hf U) = h l h + U (2.41) En donde: h = lc¢ll¢ (2.42) U = l¢cll¢ (2.44) A = Ôh (2.48) N = ÔU (2.4`) G = Ôh l h (2.4d) C = Ôh l U (2.4i) La correlación en este estudio nos permitirá determinar que curva horaria de demanda
de un alimentador podrá ser utilizada para la incorporación de carga en el caso de VE’s
y modificación de la misma en el caso de tarifas para la industria, se realizará un
análisis de correlación entre las curvas de los alimentadores y la curva de la EEQ y la
que mayor correlación presente será tomada para el análisis mencionado.
63
Nuestro estudio calcula la correlación entre las dos curvas de demanda mencionadas
mediante una función predeterminada del software computacional MATLAB llamada
“corr” y su aplicación se muestra en la Figura 2.23.[48]
Figura 2.23. Uso de la función “corr” de MATLAB.
Como se puede observar esta función relaciona a dos funciones diferentes con el
mismo número de elementos, compara a los elementos de la misma fila de la matriz y
las relaciona entre sí, internamente realiza una regresión lineal de las funciones
obteniéndose así una relación entre ellas, es por eso que en los ejemplos mostrados
en la Figura 2.24. existe una correlación mediana con valores muy diferentes en las
matrices mientras que el segundo ejemplo los valores de la matriz 2 son 5 veces los
valores de la matriz uno arrojándose una correlación perfecta.
2.5.2. MÉTODO DE MONTE CARLO
El método de Montecarlo es una herramienta matemática que permite resolver
problemas en varias disciplinas por ejemplo en ciencias naturales, ciencias sociales,
ingeniería, etc., realizando simulaciones de variables aleatorias. Para ello hace uso de
modelos matemáticos que describan la interacción de las variables estudiadas. [49]
2.5.2.1. Proceso del Método de Monte Carlo.
La Figura 2.24 presenta el esquema del proceso del modelo de Monte Carlo.
64
Modelo Matemático
Datos de entrada Datos de Salida
Figura 2.24. Interacción de variables en el estudio de un modelo matemático.
2.5.2.1.1. Datos de Entrada del Modelo de Monte Carlo.
Son datos históricos que se interrelacionan entre sí, y sirven como fuente de
alimentación para el modelo a estudiar. Sin embargo, existe un alto riesgo al analizar
estas variables ya que pueden tener niveles diferentes de correlación, obligando a
realizar una toma de decisiones previa.
2.5.2.1.2. Modelo Matemático de Monte Carlo.
Se debe identificar una función de distribución estadística para las variables de
entrada. Posteriormente se realizan simulaciones para cada escenario generado.
2.5.2.1.3. Variables de Salida del Modelo de Monte Carlo.
Los valores de salida son valores particulares de una simulación realizada, se debe
recolectar estos valores después de varias simulaciones para poder realizar análisis
estadísticos.
2.5.2.2. Metodología del Método de Monte Carlo.
Los siguientes pasos son realizados generalmente para procesos de simulación
utilizando criterios de Monte Carlo.
2.5.2.2.1. Generación de modelo determinístico.
Toda simulación de Monte Carlo inicia con el desarrollo de un modelo que se acerque
al escenario real en estudio, el cual depende de los datos de entrada. Posterior se
deben aplicar relaciones matemáticas para poder obtener valores para las variables
de salida.[49]
65
2.5.2.2.2. Identificación de la distribución de los datos de entrada.
Se debe determinar qué tipo de distribución rige a las variables de entrada, esto se
determina con datos históricos.[49]
2.5.2.2.3. Generación de Variables aleatorias.
Después de identificar las curvas de distribución que representan el comportamiento
de las variables de entrada se debe generar números aleatorios o muestreos aleatorios
para los datos de salida. Este proceso se debe repetir varias veces para obtener los
resultados deseados, mientras mayor número de repeticiones se realice los resultados
serán más cercanos a un modelo real.[49]
2.5.2.2.4. Análisis y toma de decisión.
De los datos obtenidos se realiza un análisis estadístico, el cual permitirá determinar
el comportamiento del sistema.
A continuación, se indican las fórmulas más utilizadas para el análisis de los datos de
salida en el método de Monte Carlo.[49]
ßàâ¥ã-(äÛ)< äÛ = råÔ äææ (2.4m)
çà¤è¥ãê¥ó¦-ë¤ìã¦âãî-(¤)< ¤ = ï rå¢rÔ (äæ u äÛ)s-æ (2.4w)
ðãî¥ã¦ñã-(¤s)< ¤s = rå¢rÔ (äæ u äÛ)s-æ (2.8x)
òôàõ¦à¤¤< òôàõ¦à¤¤ = Ô (ö÷¢öÛ)Ã÷(ø¢r)ùà (2.81)
ûüîìý¤¥¤< ûüîìý¤¥¤ = Ô (ö÷¢öÛ)þ÷(ø¢r)ùþ u 4 (2.82)
66
ÿýàf¥ê¥à¦ìà-âà-ðãî¥ãb¥l¥âãâ< ÿýàf. âà-ðãî¥ãè¥l¥âãâ = ùöÛ (2.84) ßí¦¥mý-(ä!æå)< ä!æå = m¥¦æ äæ (2.88) ßáä¥mý-(ä!"ö)< ä!"ö = mãäæ äæ (2.8`) A¦êhý-âà-îã¦gý<
A¦êhý-âà-îã¦gý = ä!"ö u ä!æå (2.8d) ëîîýî-à¤ìã¦âãî-màâ¥ý< ëîîýî-à¤ìã¦âãî-màâ¥ý = r
#ø (2.8i) 2.5.3. FUNCIÓN DE DISTRIBUCIÓN LOGARÍTMICA.
La función de distribución logarítmica normalmente es usada para modelar escenarios
donde la mayoría de eventos ocurren en un mismo punto o cercanos a este mientras
que muy pocos de ellos tienen ocurrencia en valores alejados del mismo, por tal razón
es importante reconocer dos variables en este tipo de funciones como es la media y la
varianza, la primera es el valor más común de ocurrencias del evento mientras que la
segunda es la variación de este valor respecto a la media, para determinar una función
de distribución logarítmica se aplican las siguientes ecuaciones.[50]
JCT-(h) = - rÕ-#s$%- l 3¢-(&'ËÀ()) --f h- ¸ -xf (2.8m) *- = -+,-g(.)/ -©. Ó l -+,(Ñ- + -](.)0g(.)1--) (1.23)
41 = -+,(Ñ- + -](.)0g(.)-1) (1. Ó©)
Donde:
67
*< S3CHA-B>DAFH@SHGA. 41< MAFHAEWA-B>DAFH@SHGA. g(.)1< MAFHAEWA.
](.)<S3CHA.
La gráfica de una función de distribución logarítmica es presentada en la Figura 2.25.
Figura 2.25. Función de distribución logarítmica.[51]
2.5.4. SOLVER DE MICROSOFT EXCEL.
Solver es un programa de complemento de Microsoft Excel que se puede usar para
llevar a cabo análisis matemáticos complejos como encontrar un valor óptimo (mínimo
o máximo) para una fórmula en una celda, esta celda es llamada celda objetivo, que
está sujeta a restricciones o limitaciones en los valores de otras celdas de fórmula de
una hoja de cálculo.
Solver trabaja con un grupo de celdas llamadas celdas de variables de decisión o,
simplemente, celdas de variables que se usan para calcular fórmulas en las celdas
objetivo y de restricción. Solver ajusta los valores de las celdas de variables de decisión
para que cumplan con los límites de las celdas de restricción y den el resultado
deseado en la celda objetivo.[52]
68
Solver en el estudio nos permitirá encontrar valores óptimos de tarifas para cada una
de las industrias consideradas en el estudio en donde se tomarán en cuenta las
diferentes restricciones debidamente analizadas para que la los valores de las nuevas
tarifas propuestas sean las más optimas y nos permitan alcanzar los objetivos
propuestos, a continuación, en la Figura 2.26. se presenta la ventana del complemento
de Excel Solver.
Figura 2.26. Ventana de Solver de Microsoft Excel.
69
CAPÍTULO 3
ESQUEMAS DE TARIFACIÓN HORARIA EN EL SECTOR
INDUSTRIAL
En este capítulo se propone desarrollar la metodología para determinar un nuevo
esquema de tarifación para el sector industrial. Seguido se aplicará la metodología
propuesta para así establecer el nuevo esquema de tarifación en el sector industrial.
3.1. METODOLOGÍA DE DESARROLLO DE ESQUEMAS DE
TARIFACIÓN HORARIA EN EL SECTOR INDUSTRIAL.
El objetivo principal de aplicar un esquema tarifario es recuperar los montos invertidos
y obtener un margen de ganancia en las distintas etapas de la cadena del servicio de
energía eléctrica que a los diferentes usuarios finales se les aplican. Proponer nuevos
esquemas tarifarios para el sector industrial implica que el esquema tarifario para
usuarios residenciales y comerciales se mantiene constante al propuesto en el caso
de estudio y que solamente se realizarán estudios y modificaciones para las tarifas
industriales.
Los objetivos que se proponen en la metodología del presente estudio es identificar a
las industrias que pueden ser consideradas y tengan posibilidades de cambiar sus
hábitos de producción de acuerdo a la clasificación por las actividades productivas,
establecer los parámetros que permitirán proponer los nuevos esquemas tarifarios y
final mente determinar los costos finales del nuevo esquema de tarifación para cada
uno de los periodos considerados de tal manera que sean capaces de incentivar un
cambio de producción sin que existan perjuicios para aquellos que no lo hacen.
En la Figura 3.1. se presenta el esquema a seguir para determinar la metodología de
desarrollo de esquemas de tarifación horaria para el sector industrial.
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3.2
.2.5
. R
ES
TR
ICC
ION
ES
DE
LA
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RG
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ON
SU
MID
A
3.2
.2.6
. R
ES
TR
ICC
ION
ES
DE
L
CO
ST
O T
OT
AL
DE
C
ON
SU
MO
3.2
.2.3
. R
ES
TR
ICC
ION
ES
DE
L
FA
CT
OR
DE
CA
RG
A
3.2
.2.2
. R
ES
TR
ICC
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ES
DE
C
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A C
AD
A
PE
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MP
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TO
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EQ
3.2
.3.
Costo
de
ca
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o
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vo
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ora
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3.2
.2.3
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3.2
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3.2
.5.
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FIN
3.2
.2. N
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ES
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RIA
PA
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EL
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3.2
.3. A
PL
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UE
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ES
QU
EM
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RIF
AC
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HO
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A
LA
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DU
ST
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F
igu
ra 3
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eto
dolo
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par
a la
pro
pues
ta d
e esq
uem
as
de
tarif
aci
ón
hor
aria
en
la in
dus
tria
.
71
3.1.1. IDENTIFICACIÓN DE INDUSTRIAS APTAS PARA UN NUEVO ESQUEMA
DE TARIFACIÓN HORARIA.
El consumo de energía por parte de una industria es muy alto respecto al que tiene un
consumidor residencial por tal razón una industria puede ser únicamente asociado a
un alimentador para su alimentación, se analizarán resultados a nivel de distribuidor,
subestación y empresa distribuidora, aplicar un nuevo esquema de tarifación a la curva
horaria de demanda a partir de la subestación trae problemas por la composición de
otros sectores de consumo que en esta se encuentra por ello es necesario determinar
las industrias asociadas a un alimentador y obtener información de cada una de ellas
para aplicar el nuevo esquema de tarifación.
Es difícil obtener información de la totalidad de industrias que un alimentador pueda
tener, pero las industrias con gran consumo cuentan con medidores inteligentes donde
sus datos son proporcionados directamente a la distribuidora por un sistema de
telemedición. Las industrias asociadas a un alimentador son pocas respecto a los
usuarios residenciales que este pueda tener, por tal razón se puede analizar los
resultados en cada una de las industrias del alimentador.
Para determinar los clientes que serán sometidos al análisis tarifario nuevo se procede
a determinar las diferentes curvas horarias de demanda, en primer lugar, se determina
la curva horaria de demanda de la distribuidora, posteriormente se procede a
determinar la curva horaria de la S/E y finalmente la del alimentador.
3.1.1.1. Determinación de la curva horaria de demanda de la distribuidora.
Se determina la curva horaria de una distribuidora que represente un gran consumo
de energía industrial además que permita obtener información de curvas horarias a
nivel de subestación y alimentador. Adicional es importante que se pueda obtener
información de las industrias asociadas al alimentador que represente a la curva
horaria de demanda de la distribuidora determinada en este punto.
72
3.1.1.2. Determinación de la subestación con alto consumo industrial.
A partir de una base de datos proporcionada por la distribuidora se determinará tres
alimentadores de distintas subestaciones que tengan gran consumo del sector
industrial, las subestaciones de dichos alimentadores serán relacionadas con la curva
horaria de demanda de la distribuidora mediante un proceso de correlación para así
obtener la curva horaria de demanda a nivel de subestación para el estudio.
3.1.1.3. Determinación del alimentador con curva horaria similar a la distribuidora.
Con los resultados obtenidos en la correlación entre las subestaciones y la
distribuidora se determina el alimentador, a partir de esto se buscará información del
mayor número de industrias posibles para su estudio.
3.1.1.4. Determinación de industrias para aplicar el nuevo esquema de tarifación horaria.
Determinar los clientes que puedan ser sometidos a las nuevas tarifas industriales es
complejo ya que el principal problema es la obtención de información de consumo de
cada una de ellas, si bien es cierto la tecnología actual permite tener registradores
horarios, pero muchas de ellas aun no las obtienen, entonces con la ayuda de la
telemedición con la que cuentan las distribuidoras se obtendrá esta información a ser
analizada.
3.1.2. CRITERIOS PARA PROPONER UN NUEVO ESQUEMA DE TARIFACIÓN
HORARIA EN EL SECTOR INDUSTRIAL.
Proponer un nuevo esquema de tarifación horaria en el sector industrial consta del
análisis de diferentes variables las que pueden ser modificadas de tal forma que
cuando se analicen los resultados estos sean coherentes y se encuentren dentro de
parámetros que inicialmente se propondrán.
La potencia consumida, los costos para cada periodo de tiempo, el factor de carga, el
costo de energía consumida, los picos y valles de demanda son las variables que se
73
analizarán para desarrollar un nuevo esquema de tarifación horaria, se usara el
complemento SOLVER de Excel para determinar el nuevo esquema tarifación y estas
variables formarán parte de las restricciones, variables de entrada, variables de
decisión y función objetivo en su desarrollo.
3.1.3. APLICACIÓN DEL NUEVO ESQUEMA DE TARIFACIÓN HORARIA A LA
INDUSTRIA.
Una vez que se conozcan las industrias aptas para someterse al nuevo esquema de
tarifación horaria y ya establecidos los criterios con los cuales se evaluará los costos
del nuevo esquema se debe aplicar a cada una de las industrias determinadas el nuevo
esquema de tarifación de esta forma se obtendrán nuevas curvas de demanda donde
se podrán analizar los resultados gráfica y técnicamente en variables como el factor
de carga, el ahorro de costo final de consumo y la variación de energía en cada periodo
de la nueva tarifa.
3.1.4. ANÁLISIS DE RESULTADOS ESQUEMAS DE TARIFACIÓN HORARIA.
Se evaluará las diferentes curvas resultantes permitiendo determinar el esquema que
mejor se adapte a las industrias, estos resultados serán interpolados de tal manera
que se observe su impacto en la curva horaria que representa el consumo a nivel
nacional.
3.1.5. PROPUESTA DEL NUEVO ESQUEMA DE TARIFACIÓN HORARIA EN EL
SECTOR INDUSTRIAL.
De acuerdo a lo establecido a lo largo del capítulo 3.1. se determina el nuevo esquema
de tarifación al cual las industrias que cumplan los criterios desarrollados puedan
aplicarse, se describirá los pasos a seguir de la industria para participar del nuevo
esquema de tarifación propuesto.
74
3.2. APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA DE DESARROLLO DE
ESQUEMAS DE TARIFACIÓN HORARIA EN EL SECTOR
INDUSTRIAL.
La metodología de desarrollo de esquemas de tarifación horaria presenta diferentes
etapas las cuales serán detalladas a continuación.
3.2.1. IDENTIFICACIÓN DE INDUSTRIAS APTAS PARA UN NUEVO ESQUEMA
DE TARIFACIÓN HORARIA.
Las curvas horarias de demanda que se consideran para el análisis de los cambios
posibles con la propuesta de nuevas tarifas para el sector industrial serán aquellas que
se puedan tener información en el sistema de telemedición de la EEQ, antes se debe
determinar el alimentador y la S/E a las que pertenecen estos usurarios, para
determinar el alimentador a estudiar se procede a realizar un proceso de correlación
entre la curva horaria de demanda de la empresa distribuidora y las curva horarias de
subestaciones con alta densidad de consumo industrial, una vez que se determine la
S/E con una base de datos proporcionada por la EEQ se podrá determinar el
alimentados asociado a la subestación y finalmente proceder a recolectar información
de cada una de las industrias asociadas al alimentador para el análisis, el
procedimiento es el siguiente.
3.2.1.1. Determinación de la curva horaria de demanda de la EEQ.
A partir de la base de datos proporcionada por la EEQ se considera un día del mes de
marzo para la época de invierno y uno del mes de agosto para el verano, adicional se
considera un día del mes de febrero del feriado de carnaval para su análisis. Para
marzo y agosto se toma en cuenta el día en el cual la EEQ registro su máxima
demanda y para los fines de semana el sábado más cercano al día que se registró
este máximo, entonces se tienen las siguientes gráficas.
75
Figura 3.2. Curvas horarias de demanda EEQ marzo (invierno).[46]
Las curvas horarias de demanda para el mes de marzo pertenecen al día martes 29
de marzo del 2016 donde se registró una demanda de 651,88 MW a las 19:30 horas
para el fin de semana se toma los datos del día sábado 26 de marzo del 2016 como
se muestra en la Figura 3.2.
Figura 3.3. Curvas horarias de demanda EEQ agosto (verano).[46]
Las curvas de la Figura 3.3. del mes de agosto corresponden a los días martes 9 y
sábado 13 del 2016 en donde la demanda máxima se registra a las 19:30 horas con
622,63 [MW].
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
100
200
300
400
500
600
700
800
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [M
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA EEQ
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
100
200
300
400
500
600
tiempo [horas]P
oten
cia
[MW
]
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO FIN DE SEMANA
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
100
200
300
400
500
600
700
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [M
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA EEQ
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
100
200
300
400
500
600
tiempo [horas]
Pot
enci
a [M
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO FIN DE SEMANA
76
Figura 3.4. Curva horaria de demanda EEQ febrero (feriado).[46]
En la Figura 3.4. se muestra la curva horaria de demanda corresponde al día lunes 8
de febrero del 2016 para el caso de estudio de los feriados.
Las curvas de las Figuras 3.2.-3.4. muestran que los consumos de energía en los días
laborables, fines de semana y feriados para cada una de diferentes épocas del año
propuestas en el estudio presentan características similares, la diferencia que existe
en estas curvas horarias de demanda es el nivel de consumo y se puede diferenciar
entre las curvas de los días laborables con las curvas de los fines de semana y
feriados.
En estas curvas se observa picos de consumo al medio día y un pico más pronunciado
y el máximo al final de la tarde e inicio de la noche (19:30 horas), existe un valle muy
pronunciado en la madrugada de cada uno de ellos y un consumo promedio al
transcurso de la mañana y tarde de cada día.
3.2.1.2. Determinación de la subestación con alto consumo industrial.
Las subestaciones posibles para determinar el alimentador de estudio se deben
caracterizar por tener una gran densidad de consumo industrial, en la Tabla 3.1. se
detallan las posibles subestaciones a considerarse para este caso de estudio
determinadas a partir del consumo industrial que cada una de ellas tiene.
CURVA HORARIA DE DEMANDA EEQ
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
100
200
300
400
500
600
CURVA HORARIA DE DEMANDA FEBRERO FERIADO
tiempo [horas]
Pote
ncia
[M
W]
77
Tabla 3.1. Porcentaje de consumo industrial de alimentadores en S/E.[46]
NOMBRE S/E ALIMENTADOR CONSUMO
TOTAL [kWh/MES]
CONSUMO INDUSTRIAL [kWh/MES]
CONSUMO INDUSTRIAL
[%]
Alangasí 26D 346.929 288.200 83,07
Machachi 34D 23’389.795 22’770.015 97,35
Santa Rosa 37B 1’454.134 1’233.174 84,80
Las curvas horarias de demanda de las posibles subestaciones consideradas para el
estudio se muestran en las Figuras 3.5.-3.7. y estas son: S/E Alangasí (26), Machachi
(34) y Santa Rosa (37).
Las curvas horarias de demanda de las tres subestaciones posibles para su estudio
presentan un patrón de consumo similar a las mostradas de la EEQ por ello es
necesario un análisis para determinar cuál de ellas tiene su mayor similitud.
Figura 3.5. Curvas horarias de demanda S/E Alangasí (26).[46]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
5000
10000
15000
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pote
ncia
[kW
]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
1000
2000
3000
4000
5000
6000
tiempo [horas]
Pote
ncia
[kW
]
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO FIN DE SEMANA
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000
10000
12000
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pote
ncia
[kW
]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000
10000
12000
tiempo [horas]
Pote
ncia
[kW
]
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO FIN DE SEMANA
SUB-ESTACIÓN ALANGASÍ (26)
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
100
200
300
400
500
600
tiempo [horas]
Pote
ncia
[kW
]
CURVA HORARIA DE DEMANDA FEBRERO FERIADO
78
Figura 3.6. Curvas horarias de demanda S/E Machachi (34).[46]
Figura 3.7. Curvas horarias de demanda S/E Santa Rosa (37).[46]
Para determinar la S/E de estudio se procede a realizar correlaciones entre las curvas
horarias de demanda de las S/E consideradas con la curva horaria de demanda de la
EEQ, en las Figuras 3.8.-3.12. se muestran las correlaciones entre estas las curvas
mencionadas.
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
5000
10000
15000
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
tiempo [horas]P
oten
cia
[kW
]
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO FIN DE SEMANA
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
5000
10000
15000
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000
10000
12000
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO FIN DE SEMANA
SUB-ESTACIÓN MACHACHI (34)
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000
10000
12000
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA FEBRERO FERIADO
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
5
10
15
20
25
30
35
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [M
W]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
5
10
15
20
25
tiempo [horas]
Pot
enci
a [M
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO FIN DE SEMANA
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
5
10
15
20
25
30
35
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [M
W]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
5
10
15
20
25
tiempo [horas]
Pot
enci
a [M
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO FIN DE SEMANA
SUB-ESTACIÓN SANTA ROSA (37)
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
5
10
15
20
25
30
35
tiempo [horas]
Pot
enci
a [M
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA FEBRERO FERIADO
79
Figura 3.8. Correlación EEQ-S/E días laborables marzo.
La mayor correlación con la EEQ presenta la S/E Alangasí con un 96,453% para los
días laborables del mes de marzo.
Figura 3.9. Correlación EEQ-S/E fines de semana marzo.
Para los fines de semana del mes de marzo la S/E Santa Rosa presenta la mayor
correlación con la EEQ con un 95,695%.
300 400 500 600 7004000
6000
8000
10000
12000
14000Correlación EEQ-S/E Alangasi
Demanda S/E [kW]
Dem
anda
EE
Q [
MW
]
300 400 500 600 7000.8
1
1.2
1.4
1.6x 10
4 Correlación EEQ-S/E Machachi
Demanda S/E [kW]D
eman
da E
EQ
[M
W]
300 400 500 600 7001.6
1.8
2
2.2
2.4
2.6
2.8
3x 10
4 Correlación EEQ-S/E Santa Rosa
Demanda S/E [kW]
Dem
anda
EE
Q [
MW
]
CORRELACIÓN DE CURVAS DE DEMANDA HORARIAS DE LA EEQ CON S/E DÍAS LABORABLES MARZO
300 400 500 600 7000.5
1
1.5
2
2.5
3x 10
4
Demanda S/E [kW]
Dem
anda
EE
Q [
MW
]
Correlación EEQ-S/E Alangasi=0.96453
Correlación EEQ-S/E Machachi=0.81754
Correlación EEQ-S/E Santa Rosa=0.84666
Correlación EEQ-S/E Alangasi
Correlación EEQ-S/E Machachi
Correlación EEQ-S/E Santa Rosa
250 300 350 400 450 500 5501000
2000
3000
4000
5000
6000Correlación EEQ-S/E Alangasi
Demanda S/E [kW]
Dem
anda
EE
Q [
MW
]
250 300 350 400 450 500 5506000
7000
8000
9000
10000
11000
12000Correlación EEQ-S/E Machachi
Demanda S/E [kW]
Dem
anda
EE
Q [
MW
]
250 300 350 400 450 500 5500.8
1
1.2
1.4
1.6
1.8
2
2.2x 10
4 Correlación EEQ-S/E Santa Rosa
Demanda S/E [kW]
Dem
anda
EE
Q [
MW
]
CORRELACIÓN DE CURVAS DE DEMANDA HORARIAS DE LA EEQ CON S/E FINES DE SEMANA MARZO
250 300 350 400 450 500 5500
0.5
1
1.5
2
2.5x 10
4
Demanda S/E [kW]
Dem
anda
EE
Q [
MW
]
Correlación EEQ-S/E Alangasi=0.8939
Correlación EEQ-S/E Machachi=0.90708
Correlación EEQ-S/E Santa Rosa=0.95695
Correlación EEQ-S/E Alangasi
Correlación EEQ-S/E Machachi
Correlación EEQ-S/E Sanata Rosa
80
Figura 3.10. Correlación EEQ-S/E días laborables agosto.
Con un 83,322% de correlación la S/E Santa Rosa es la que más se asemeja a la
EEQ en los días laborables del mes de agosto.
Figura 3.11. Correlación EEQ-S/E fines de semana agosto.
La mayor correlación entre S/E y EEQ presenta la S/E Santa rosa con un 88,915%
para los fines de semana del mes de agosto.
300 400 500 600 7004000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
11000Correlación EEQ-S/E Alangasi
Demanda S/E [kW]
Dem
anda
EE
Q [
MW
]
300 400 500 600 7000.8
0.9
1
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5x 10
4 Correlación EEQ-S/E Machachi
Demanda S/E [kW]D
eman
da E
EQ
[M
W]
300 400 500 600 7001.6
1.8
2
2.2
2.4
2.6
2.8
3x 10
4 Correlación EEQ-S/E Santa Rosa
Demanda S/E [kW]
Dem
anda
EE
Q [
MW
]
CORRELACIÓN DE CURVAS DE DEMANDA HORARIAS DE LA EEQ CON S/E DÍAS LABORABLES AGOSTO
300 400 500 600 7000
0.5
1
1.5
2
2.5
3x 10
4
Demanda S/E [kW]
Dem
anda
EE
Q [
MW
]
Correlación EEQ-S/E Alangasi=0.36142
Correlación EEQ-S/E Machachi=0.70545
Correlación EEQ-S/E Santa Rosa=0.83322
Correlación EEQ-S/E Alangasi
Correlación EEQ-S/E Machachi
Correlación EEQ-S/E Santa Rosa
250 300 350 400 450 5006000
7000
8000
9000
10000
11000Correlación EEQ-S/E Alangasi
Demanda S/E [kW]
Dem
anda
EE
Q [
MW
]
250 300 350 400 450 5006000
7000
8000
9000
10000
11000Correlación EEQ-S/E Machachi
Demanda S/E [kW]
Dem
anda
EE
Q [
MW
]
250 300 350 400 450 5001
1.2
1.4
1.6
1.8
2
2.2
2.4x 10
4 Correlación EEQ-S/E Santa Rosa
Demanda S/E [kW]
Dem
anda
EE
Q [
MW
]
CORRELACIÓN DE CURVAS DE DEMANDA HORARIAS DE LA EEQ CON S/E FINES DE SEMANA AGOSTO
250 300 350 400 450 5000.5
1
1.5
2
2.5x 10
4
Demanda S/E [kW]
Dem
anda
EE
Q [
MW
]
Correlación EEQ-S/E Alangasi=0.81766
Correlación EEQ-S/E Machachi=0.68597
Correlación EEQ-S/E Santa Rosa=0.88915
Correlación EEQ-S/E Alangasi
Correlación EEQ-S/E Machachi
Correlación EEQ-S/E Santa Rosa
81
Figura 3.12. Correlación EEQ-S/E feriados febrero.
La S/E Alangasí en los feriados del mes de febrero tiene la mayor correlación con la
EEQ con un 85,052%.
El resumen de resultados mostrados en las Figuras 3.8.-3.12. se detallan en la Tabla
3.2. donde se determina el alimentador considerando un nivel de prioridad de acuerdo
al nivel correspondiente de correlación en cada caso, dicho esto se determina que la
subestación Santa Rosa es la que mayor correlación tiene con la EEQ.
Tabla 3.2. Resumen de correlaciones entre S/E y EEQ en el sector industrial.
PERIODO CORRELACIÓN EEQ CON S/E
Alangasí (26) Machachi (34) Santa Rosa (37)
Marzo
(invierno)
días laborables 0,964 0,817 0,846
fines de semana 0,893 0,907 0,956
Agosto
(verano)
días laborables 0,361 0,705 0,833
fines de semana 0,817 0,685 0,889
Febrero (Feriado) 0,866 0,847 0,850
PRIORIDAD 1 PRIORIDAD 2 PRIORIAD 3
250 300 350 400 450 500 5506000
7000
8000
9000
10000
11000Correlación EEQ-S/E Alangasi
Demanda S/E [kW]
Dem
anda
EE
Q [
MW
]
250 300 350 400 450 500 5500.8
1
1.2
1.4
1.6x 10
4 Correlación EEQ-S/E Machachi
Demanda S/E [kW]D
eman
da E
EQ
[M
W]
250 300 350 400 450 500 5501.5
2
2.5
3
3.5x 10
4 Correlación EEQ-S/E Santa Rosa
Demanda S/E [kW]
Dem
anda
EE
Q [
MW
]
CORRELACIÓN DE CURVAS DE DEMANDA HORARIAS DE LA EEQ CON S/E FERIADOS FEBRERO
250 300 350 400 450 500 5500.5
1
1.5
2
2.5
3
3.5x 10
4
Demanda S/E [kW]
Dem
anda
EE
Q [
MW
]
Correlación EEQ-S/E Alangasi=0.8669
Correlación EEQ-S/E Machachi=0.8474
Correlación EEQ-S/E Santa Rosa=0.85052
82
3.2.1.3. Determinación del alimentador con curva similar a la EEQ.
Se ha determinado que el alimentador para el estudio es el de la S/E Santa Rosa (37),
en la Figura 3.13. se muestran las curvas horarias de demanda del alimentador 37B.
Figura 3.13. Curvas horarias de demanda Alimentador 37B S/E Santa Rosa.[46]
3.2.1.4. Determinación de industrias para aplicar el nuevo esquema de tarifación horaria.
El alimentador B de la S/E Santa Rosa presenta las siguientes características de
clientes industriales mostradas en la Tabla 3.3.
Tabla 3.3. Característica de usuarios industriales del alimentador 37B.[46]
ALIMENTADOR 37B
Usuarios Totales 1.163 100,00 [%]
Usuarios Industriales 80 6,88 [%]
Consumo Total [kWh/mes] 1’454.134,27 100,00 [%]
Consumo industrial [kWh/mes] 1’233.174,07 84,80 [%]
La EEQ presenta diferentes tarifas para los usuarios industriales, estas se categorizan
principalmente por el tipo de tecnología que usan para medir su consumo, los
intervalos de tiempo considerados en las diferentes tarifas y por las actividades
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
500
1000
1500
2000
2500
3000
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
500
1000
1500
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO FIN DE SEMANA
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
1000
2000
3000
4000
5000
6000
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
500
1000
1500
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO FIN DE SEMANA
ALIMENTADOR 37B
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
500
1000
1500
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA FEBRERO FERIADO
83
productivas de cada una de los usuarios industriales, en la Tabla 3.4. se presenta el
tipo de tarifa que tiene cada grupo de usuarios del alimentador 37B.
Tabla 3.4. Tarifas industriales alimentador 37B.[46]
TIPO DE TARIFA
USUARIOS
EEQ
USUARIOS
EEQ [%]
USUARIOS
37B
USUARIOS
37B [%]
Industrial demanda con
registro horario 1.495 10,81 25 31,25
Industrial demanda
registro 4 horarios 305 2,21 7 8,75
Industrial demanda con
registrador 433 3,13 3 3,75
Industrial con demanda 953 6,89 6 7,50
Industrial artesanal 10.639 76,95 39 48,75
TOTAL 13.825 100 80 100
De la base de datos proporcionados por la EEQ se presenta en la Tabla 3.5. los
usuarios industriales del alimentador 37B considerando su tipo de tarifación para cada
uno de ellos mostrando también cuales de ellos presentan registradores horarios
facilitándonos así la obtención de datos para su posible análisis con los nuevos
esquemas de tarifación que se propondrán.
Tabla 3.5. Usuarios industriales alimentador 37B.[6]
NOMBRE DEL CLIENTE TIPO DE TARIFA DESCRIPCIÓN DE LA TARIFA
Vallejo Berrones Leoncio 922 Industrial demanda con registro horario Talleres Consorcio Santos Cmi. 922 Industrial demanda con registro horario Fca De Matrices (Indumeca Plas) 922 Industrial demanda con registro horario Industria Acero los Andes 922 Industrial demanda con registro horario Elegant Fashion 922 Industrial demanda con registro horario Eternit Ecuatoriana S.A. 922 Industrial demanda con registro horario
84
Radio Reloj 921 Industrial demanda con registrador Borden Ecuatoriana 922 Industrial demanda con registro horario Prod. Flia. Sancela Del Ecuador 922 Industrial demanda con registro horario RadioVigia (La Voz del Trans) 922 Industrial demanda con registro horario Proquimsa S.A. 922 Industrial demanda con registro horario Perfilam Cia. Ltda. 921 Industrial demanda con registrador Novacero S.A. 922 Industrial demanda con registro horario Industria Arsilco 922 Industrial demanda con registro horario Campamento Inabronco (Coandes) 922 Industrial demanda con registro horario Industrias Conchitex (1) 922 Industrial demanda con registro horario Industrias Conchitex (2) 922 Industrial demanda con registro horario Fundic. Rasales Yela Cia. Ltda. 921 Industrial demanda con registrador Duraflex 922 Industrial demanda con registro horario Optimus Andina (Topesa) 922 Industrial demanda con registro horario Offshore Marketing Inc. 922 Industrial demanda con registro horario Secado de Madera Ing. Almeida 922 Industrial demanda con registro horario Mapresa 922 Industrial demanda con registro horario Ligna 922 Industrial demanda con registro horario Tecnoesa S.A. (Fermín Minga) 922 Industrial demanda con registro horario Perlabi 922 Industrial demanda con registro horario Fábrica Cronic (Ruiz Galo) 922 Industrial demanda con registro horario Calefones A Gas Yang 922 Industrial demanda con registro horario Fabrica Tecmel 922 Industrial demanda con registro horario Alambrec 922 Industrial demanda con registro horario Invalexcon (María Terán) 922 Industrial demanda con registro horario
La Tabla 3.5 muestra que aproximadamente existen 30 clientes industriales del
alimentador 37B que cuentan con registradores inteligentes que pueden de alguna
forma proporcionar información con la cual se pueda graficar las curvas horarias de
cada una de ellas para posteriormente poder aplicar un nuevo esquema tarifario y
observar los cambios que puedan tener.
Se ha verificado en el sistema de telemedición que no todas estas industrias
proporcionan su información, se cuenta con información de unas pocas, para obtener
un mayor número de industrias para su análisis es necesario considerar obtener
información de industrias asociadas a la EEQ con similares características de
producción, en la Tabla 3.6. se muestran las industrias a las que se aplicaran los
esquemas de tarifación nuevos a proponerse, en el caso de haber industrias con
similares características se mostrara que industria es y por cual será reemplazada.
85
Tabla 3.6. Usuarios industriales a aplicarse los nuevos esquemas de tarifación.
Industrias alimentador 37B
Industrias con características similares del alimentador 37B
Fca De Matrices (Indumeca Plas) Plásticos Dalmau
Industria Acero los Andes
Elegant Fashion Pinto
Eternit Ecuatoriana S.A.
Borden Ecuatoriana
Prod. Flia. Sancela Del Ecuador Favalle
Radio Vigia (La Voz del Trans) Radio Sucesos
Proquimsa S.A. Quimipac
Novacero S.A.
Industria Arsilco
Industrias Conchitex (1) Textiles Gualilagua
Fundic. Rasales Yela Cia. Ltda. Fundireciclar
Duraflex Chaide y Chaide
Optimus Andina (Topesa)
Secado de Madera Ing. Almeida Mapresa
Mapresa
Tecnoesa S.A. (Fermin Minga)
Con la lista de usuarios industriales del alimentador 37B se muestra como ejemplo las
curvas de demanda de un usuario industrial en la Figura 3.14.
Figura 3.14. Usuario industrial del alimentador 37B “Novacero”.[46]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
100
200
300
400
500
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
50
100
150
200
250
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO FIN DE SEMANA
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
100
200
300
400
500
600
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
50
100
150
200
250
300
350
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO FIN DE SEMANA
INDUSTRIA NOVACERO
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
10
20
30
40
50
60
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA FEBRERO FERIADO
86
3.2.2. CRITERIOS DE PROPUESTA DEL NUEVO ESQUEMA TARIFARIO.
Para determinar los nuevos esquemas de tarifación se cuenta con la ayuda de un
complemento matemático de Microsoft Excel llamado Solver, lo que se determinará a
continuación serán las variables de limitación para que los costos del nuevo esquema
estén dentro de un rango aceptable de variación cuando se analicen sus resultados,
es decir limitaremos los costos de las tarifas de tal manera que los resultados que se
obtengan no sean absurdos entonces para determinar estas variables se realiza
analiza lo siguiente.
3.2.2.1. Periodos de tiempo para el nuevo esquema tarifario.
Los periodos de tiempo son intervalos en donde se aplicará un valor diferente en cada
uno de ellos de acuerdo al promedio de demanda observado en las curvas horarias,
actualmente la mayoría de tarifas cuenta con tres rangos, en la hora pico, en la hora
valle y en un periodo donde su demanda tiene un valor promedio entre los dos
primeros, también se diferencia entre días laborables, fines de semana y feriados.
Nuestra propuesta establecerá los mismos rangos de tiempo ya que un gran
porcentaje de curvas horarias de demanda en sus diferentes niveles cuentan con los
tres rangos antes descritos, establecer un nuevo número de periodos de tiempo seria
un poco absurdo pues la idea es establecer diferente costo en periodos donde su
demanda sea diferente una de otra y esto no se observa en suficientes casos para ser
considerado. En la Tabla 3.7. se presentan los periodos de tiempo para el nuevo
esquema de tarifación a proponer.
Tabla 3.7. Periodos para los nuevos esquemas de tarifación.
Periodos de tiempo para el nuevo esquema de tarifación
Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3
Desde [h] 22:00 8:00 18:00
Hasta [h] 8:00 18:00 22:00
87
3.2.2.2. Rangos de costos para el nuevo esquema de tarifación.
Considerando los periodos de tiempo para las nuevas tarifas se procede a determinar
los rangos de costo que cada uno de estos deben tener, para ello se considera lo
siguiente:
· Periodo 1 (22:00 a 08:00)
Este periodo es el de menor valor de costo por estar en las horas de valle más
pronunciadas, el rango en este periodo debe ser el mínimo que se pueda cobrar por el
servicio y su valor máximo debe ser menor al valor de costo del periodo 2.
Como se revisó en el capítulo 2 en la Tabla 2.1. el costo medio de generación es de
3,762 [USD¢/kWh] y el costo por transmisión de energía es de 0,3781 [USD¢/kWh],
entonces el costo mínimo en este periodo no puede ser menor a la suma de estos dos
rubros 4,1401 [USD¢/kWh], para evitar que el software a la hora de calcular el valor
del costo en este periodo escoja el menor es decir los 4,1401 [USD¢/kWh] se
adicionará un 10% de este valor garantizando así un cobro por la energía consumida
en este periodo entonces el costo mínimo es este caso será 4,55[USD¢/kWh].
· Periodo 2 (08:00 a 18:00)
Los costos en este periodo deben ser mayores al costo máximo del periodo 1 y menor
al costo mínimo del periodo 3, estos valores también deben estar dentro de un rango
considerando la tarifa actual.
· Periodo 3 (18:00 a 22:00)
Este periodo tendrá la tarifa más alta de los 3 periodos considerados, el valor mínimo
de este periodo debe ser mayor al costo máximo del periodo 2 y su valor máximo se
considera el costo máximo que se pueda cobrar por el servicio.
Para este periodo se considera el valor más alto que se presenta en el pliego tarifario
para el sector residencial con un adicional del 10%, este valor es empírico pues
88
solamente se considera que para incentivar el no uso de energía en este periodo se
debe aumentar el costo de energía, entonces el valor máximo que puede tener la
nueva tarifa será de 11,55 [USD¢/kWh], como se ha mencionado el estudio garantizará
un cambio en los costos de tarifas y en este caso también existe una restricción
necesaria, de igual forma como se hizo en el periodo uno se adicionara un 5% del valor
mínimo considerado en este caso 10,5 [USD¢/kWh] entonces el valor mínimo con la
restricción será 11 [USD¢/kWh].
En la Tabla 3.8. se resume los costos mínimos y máximos que el nuevo esquema de
tarifación puede tener.
Tabla 3.8. Periodos para los nuevos esquemas de tarifación.
Costo [USD¢/kWh]
Nuevo Esquema de Tarifación
Periodo 1 Periodo 2 Periodo 3
Mínimo 0,046 0,078 0,110
Máximo 0,067 0,086 0,116
Otro punto que se debe aclarar es que los costos por comercialización y por demanda
se mantendrán constantes lo único que se analizará son los costos por energía
consumida del cliente industrial.
3.2.2.3. Consideración del Factor de Carga para el nuevo Esquema de Tarifación.
El estudio tiene como objetivo incrementar el factor de carga por tal razón en el
complemento de Excel SOLVER esta variable se considerará como la función objetivo
a maximizar, además de ser la función objetivo el factor de carga en SOLVER será
considerado como restricciones, estas restricciones comprenden entre otras las
siguientes:
· El factor de carga no deberá superar a la unidad en el mejor de los casos.
· Se priorizará que el factor de carga en la mayoría de industrias sea mayor al que
se tiene inicialmente.
89
3.2.2.4. Consideración de la Potencia para el nuevo Esquema de Tarifación.
En SOLVER es necesario celdas de variables para optimizar la función objetivo
aplicando las restricciones necesarias, en nuestro caso la potencia en cada periodo de
tiempo a lo largo del día nos servirá para graficar la nueva curva horaria de demanda,
esta potencia debe tener valores coherentes y para ello se establece como restricción
donde se tienen las siguientes consideraciones.
· La potencia para garantizar la reducción del pico de consumo deberá ser menor
al valor máximo de potencia que inicialmente se tiene se considera un 10% menor
al máximo.
· Considerando el punto anterior la potencia debe garantizar el incremento de
consumo en la hora valle y de la misma forma la potencia deberá ser mayor al valle
más pronunciado inicialmente, de la misma forma se considera un 10% mayor al
mínimo.
3.2.2.5. Consideración de la Energía Consumida para el nuevo Esquema de Tarifación.
La energía consumida es importante en el análisis de la propuesta del nuevo esquema
de tarifación, como se ha mencionado se tratará de cambiar los hábitos de producción
de la industria y no se cambiará la producción en si por ello la energía consumida
deberá ser la misma que inicialmente se tenía o si no se logra este objetivo que la
variación de energía sea mínima.
3.2.2.6. Consideración del Costo de Consumo para el nuevo Esquema de Tarifación.
El costo de consumo al aplicar el nuevo esquema de tarifación deberá ser menor al
costo que se tiene inicialmente de esta forma se garantizará que la industria tendrá un
ahorro en el pago por el consumo de energía, un problema que pueda existir es que el
ahorro de la industria sea excesivo y el problema pase a la empresa distribuidora
teniendo perdidas por el cobro de este concepto. Se restringirá de tal forma que el
ahorro no sea excesivo, que la EEQ no tenga pérdidas y que la industria tenga un
motivo para adherirse a la propuesta del nuevo esquema de tarifación.
90
3.2.3. APLICACIÓN DEL NUEVO ESQUEMA DE TARIFACIÓN HORARIA A LA
INDUSTRIA.
El nuevo esquema de tarifación que se propone para las industrias se determina a
partir de SOLVER de Excel, donde el programa determina el nuevo costo en los
diferentes periodos considerando las variables de entrada, variables de decisión,
restricciones y optimización de la función objetivo desarrolladas en el mismo.
Con esto se tiene el nuevo esquema de tarifación horaria como se muestra en la Tabla
3.9. y a partir del nuevo esquema de tarifación se procede a determinar las nuevas
curvas horarias de demanda para cada una de las industrias consideradas en él
estudio.
Tabla 3.9. Costos del nuevo esquema tarifario. Costos del Nuevo Esquema de Tarifación [USD¢/kWh]
22:00-08:00 08:00-18:00 18:00-22:00
0,061 0,083 0,110
A partir del nuevo esquema de tarifación se procede a determinar la nueva curva
horaria de demanda para los diferentes escenarios considerando la variación energía
en cada uno de los periodos considerados, en la Figura 3.15. se muestra la variación
de energía en cada periodo considerado en el esquema de tarifación.
Figura 3.15. Curvas horarias considerando los nuevos esquemas tarifarios.
292,48266,60
280,80
205,76
332,61 326,28
0,00
50,00
100,00
150,00
200,00
250,00
300,00
350,00
1 2 3
PO
TE
NC
IA [
KW
]
PERIODOS DE TIEMPO
CONSUMO DE ENERGÍA MARZO DÍAS LABORABLES INDUSTRIA NOVACERO
Energía Inicial
Energía Nueva Tarifa
91
Para determinar el impacto que tiene la nueva tarifa en relación a la tarifa inicial se
analizará la variación de energía en cada periodo que la industria deberá tener al
aplicarse el nuevo esquema de tarifación, esta variación podrá ser positiva o negativa,
en el caso de ser negativa se considerará que en ese periodo la industria debe dejar
de consumir respecto al consumo inicial, mientras que si la variación es positiva esta
será la energía que la industria debe incrementar en el periodo establecido. En la Tabla
3.10. se presenta la variación de energía considerada para la industria Novacero para
el mes de marzo en los días laborables.
Tabla 3.10. Costos del nuevo esquema tarifario.
Energía[kWh] Variación de Energía [%]
Inicial Nueva Tarifa
Periodo 1 73,12 51,44 -29,65
Periodo 2 66,65 83,15 24,76 Periodo 3 70,20 81,57 16,20
Con la variación de energía calculada en cada periodo se puede determinar la nueva
curva de demanda considerando el nuevo esquema de tarifación en donde las
potencias oscilaran alrededor de la potencia promedio considerando la energía que
deberá consumir la industria en cada periodo, así se muestra en la Figura 3.16. las
curvas horarias de demanda inicial y final como resultado de la propuesta del nuevo
esquema de tarifación.
Figura 3.16. Curvas horarias considerando el nuevo esquema tarifario.
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
100
200
300
400
500
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
FCi=0.59269
FCn=0.77399
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
50
100
150
200
250
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO FIN DE SEMANA
FCi=0.67287
FCn=0.84658
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
100
200
300
400
500
600
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
FCi=0.70153
FCn=0.75347
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
50
100
150
200
250
300
350
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO FIN DE SEMANA
FCi=0.495
FCn=0.86115
INDUSTRIA NOVACERO S.A.
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
10
20
30
40
50
60
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA FEBRERO FERIADOS
FCi=0.79896
FCn=0.9013
92
3.2.4. ANÁLISIS DE RESULTADOS ESQUEMAS DE TARIFACIÓN HORARIA.
Los resultados obtenidos con los nuevos esquemas tarifarios propuestos se
implementan a cada una de las industrias que se han considerado para el estudio
entonces se cuenta con 17 diferentes gráficas donde se puede observar los cambios
en las curvas producidos en las simulaciones, estas gráficas se presentan en las
Figuras 3.17.-3.33. se pueden analizar los resultados de forma colectiva pues existen
similares cambios en las curvas horarias de todas ellas, existen casos particulares en
diferentes industrias cuyos resultados serán analizados en cada una de sus figuras
presentadas.
Adicional en las Tablas 3.11.-3.25. se muestran numéricamente los resultados de los
escenarios propuestos tanto de la variación de energía, el ahorro que se produce y la
variación del factor de carga, con las figuras mencionadas y tablas propuestas se
realiza el siguiente análisis.
El análisis de resultados colectivos nos muestran que toda industria tendra un patron
de consumo es decir existe un consumo bajo en las horas de la noche y madrugada
respecto al consumo que se considera a lo largo del día.
Otro de los resultados colectivos que se puede observar es que se tiene un ahorro en
el pago de energía respecto al costo que se paga en el consumo de energia
inicialmente, el factor de carga tambien incrementa en la mayoria de los casos y
finalmente se observa que la variacion de energía se conporta muy diferente en cada
uno de las industrias en estudio.
A continuación se realiza el análisis de cada una de las industrias considerando los
resultados mostrados en cada una de las figuras y el análisis de los mismos que se
encuentran en las tablas presentadas posteriormente.
En la Figura 3.17. se observa que la principal característica es la reducción del
consumo pico pues la propuesta tiene como objetivo cambiar su forma de consumo y
hacer que este sea más uniforme a lo largo del día, el factor de carga incrementa en
cada uno de los casos considerados.
93
Figura 3.17. Industria Acero los Andes.
Las curvas de la Figura 3.18. muestran que existen una gran variación de consumo en
los diferentes escenarios propuestos en el estudio, pues la industria presenta un
comportamiento anormal de producción es decir existe un mayor consumo en las horas
valle y un consumo mínimo en las horas pico, el factor de carga mejora con la
propuesta de la nueva tarifa.
Figura 3.18. Industria Arsilco.
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
50
100
150
200
250
300
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
FCi=0.46555
FCn=0.73939
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
50
100
150
tiempo [horas]P
oten
cia
[kW
]
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO FIN DE SEMANA
FCi=0.49338
FCn=0.83742
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
50
100
150
200
250
300
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
FCi=0.51024
FCn=0.72923
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
20
40
60
80
100
120
140
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO FIN DE SEMANA
FCi=0.45045
FCn=0.78743
INDUSTRIA ACERO LOS ANDES
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
50
100
150
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA FEBRERO FERIADOS
FCi=0.45071
FCn=0.76834
Curva horaria de demanda innicial
Curva horaria de demanda con la nueva tarifa
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
500
1000
1500
2000
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
FCi=0.54696
FCn=0.60948
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
200
400
600
800
1000
1200
1400
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO FIN DE SEMANA
FCi=0.46557
FCn=0.63902
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
500
1000
1500CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
FCi=0.51258
FCn=0.64873
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
100
200
300
400
500
600
700
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO FIN DE SEMANA
FCi=0.25512
FCn=0.86479
INDUSTRIA ARSILCO
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
500
1000
1500
2000
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA FEBRERO FERIADOS
FCi=0.67743
FCn=0.70379
Curva horaria de demanda inicial
Curva horaria de demnada con la nueva tarifa
94
El consumo de energía para cada uno de los escenarios con el nuevo esquema tarifario
es muy regular como se muestra en la Figura 3.19. por ende, el factor de carga
incrementa considerablemente.
Figura 3.19. Industria Chaide y Chaide S.A.
La industria de la Figura 3.20. presenta un consumo de energía muy regular a
excepción de unos picos muy pronunciados en cortos periodos de tiempo por lo que
afecta en el cálculo del factor de carga inicial, el consumo de energía final no cambia
mucho solo se corrige en los picos antes mencionados.
Figura 3.20. Industria Plásticos Dalmau.
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
50
100
150
200
250
300
350CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
FCi=0.58442
FCn=0.86119
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
10
20
30
40
50
60
70
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO FIN DE SEMANA
FCi=0.6958FCn=0.8817
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
50
100
150
200
250
300
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
FCi=0.57854
FCn=0.88937
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
10
20
30
40
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO FIN DE SEMANA
FCi=0.72207FCn=0.85381
INDUSTRIA CHAIDE Y CHAIDE S.A.
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
20
40
60
80
100
120
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA FEBRERO FERIADOS
FCi=0.30499
FCn=0.84684
Curva horaria de demanda inicial
Curva horaria de demnad con la nueva tarifa
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
50
100
150
200
250
300
350
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
FCi=0.72653
FCn=0.89893
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2
4
6
8
10
12
14
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO FIN DE SEMANA
FCi=0.52412
FCn=0.84826
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
50
100
150
200
250
300
350
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
FCi=0.63788
FCn=0.8965
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2
4
6
8
10
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO FIN DE SEMANA
FCi=0.62305
FCn=0.8087
INDUSTRIA PLÁSTICOS DALMAU
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2
4
6
8
10
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA FEBRERO FERIADOS
FCi=0.63681
FCn=0.87467
Curva horaria de demanda inicial
Curva horaria de demanda con la nueva tarifa
95
Similar a la Figura 3.20. el consumo es muy regular inicialmente, pero en este caso
presenta unos valles muy pronunciados, en este caso el factor de carga es muy bueno
y mejora muy poco.
Figura 3.21. Industria Eternit Ecuatoriana S.A.
La Figura 3.22. como en otros casos tiene un consumo regular con unos valles muy
pronunciados por cortos periodos de tiempo, la nueva tarifa mejora los factores de
carga y corrige esos valles antes mencionados
Figura 3.22. Industria Favalle CIA. LTDA.
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
200
400
600
800
1000
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
FCi=0.89309
FCn=0.90047
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
20
40
60
80
100
120
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO FIN DE SEMANA
FCi=0.87119
FCn=0.88834
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
200
400
600
800
1000
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
FCi=0.82186
FCn=0.90133
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
20
40
60
80
100
120
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO FIN DE SEMANA
FCi=0.92518
FCn=0.89018
INDUSTRIA ETERNIT ECUATORIANA S.A.
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
50
100
150
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA FEBRERO FERIADOS
FCi=0.77348
FCn=0.87702
Curva horaria de demanda inicial
Curva horaria de demanda con la nueva tarifa
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
500
1000
1500
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
FCi=0.7893
FCn=0.86138
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
500
1000
1500
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO FIN DE SEMANA
FCi=0.88563
FCn=0.91517
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
500
1000
1500
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
FCi=0.83606
FCn=0.86105
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
200
400
600
800
1000
1200
1400
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO FIN DE SEMANA
FCi=0.71891
FCn=0.86534
INDUSTRIA FAVALLE CIA. LTDA.
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
500
1000
1500
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA FEBRERO FERIADOS
FCi=0.851
FCn=0.87281
Curva horaria de demanda inicial
Curva horaria de demnada con la nueva tarifa
96
Las gráficas en la Figura 3.23. muestran que no hay gran beneficio respecto al
consumo de energía a no ser por unos valles presentados en el consumo inicial que
pueden ser producto de un error como la desenergización de la industria, el factor de
carga es muy bueno y por la variación de la potencia el factor de carga disminuye
respecto al inicial.
Figura 3.23. Industria Fundireciclar CIA. LTDA.
La industria de la Figura 3.24. tiene un consumo muy regular en los diferentes
escenarios, no existe gran variación del factor de carga y por tal razón las industrias
que tengan este tipo de comportamiento solo tendrán un beneficio económico.
Figura 3.24. Industria Textiles Gualilagia S.A.
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
0.5
1
1.5
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
FCi=0.88021
FCn=0.88206
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
0.5
1
1.5
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO FIN DE SEMANA
FCi=0.95052
FCn=0.87134
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
0.5
1
1.5CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
FCi=0.91806
FCn=0.8647
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
0.5
1
1.5
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO FIN DE SEMANA
FCi=0.90169
FCn=0.91386
INDUSTRIA FUNDIRECICLAR CIA. LTDA.
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
0.5
1
1.5
2
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA FEBRERO FERIADOS
FCi=0.64493
FCn=0.8754
Curva horaria de demanda inicial
Curva horaria de demanda con la nueva tarifa
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
100
200
300
400
500
600
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
FCi=0.88868
FCn=0.88353
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
100
200
300
400
500
600
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO FIN DE SEMANA
FCi=0.89589
FCn=0.89753
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
100
200
300
400
500
600CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
FCi=0.86849
FCn=0.88834
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
100
200
300
400
500
600
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO FIN DE SEMANA
FCi=0.89677
FCn=0.91654
INDUSTRIA TEXTILES GUALILAGUA S.A.
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
100
200
300
400
500
600
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA FEBRERO FERIADOS
FCi=0.62896
FCn=0.81783
Curva horaria de demanda inicial
Curva horaria de demanda con la nueva tarifa
97
Las gráficas de la Figura 3.25. muestran características similares a las gráficas de la
Figura 3.23. como se dijo los valles muy anunciados observados en la gráfica pueden
ser mejorados notablemente para considerar a este tipo de industria como no apta a
las propuestas de las nuevas tarifas.
Figura 3.25. Industria Interquimec S.A.
La industria Mapresa presentada en la Figura 3.26. muestra un consumo muy
anunciado a lo largo del día y nulo en la noche y madrugada, se observa claramente
que se propone un consumo promedio a lo largo de todo el día de esta forma su FC
aumenta considerablemente.
Figura 3.26. Industria Mapresa.
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
100
200
300
400
500
600
700
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
FCi=0.91391
FCn=0.88887
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
100
200
300
400
500
600
700
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO FIN DE SEMANA
FCi=0.8542
FCn=0.87133
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
100
200
300
400
500
600
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
FCi=0.8752
FCn=0.87716
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
100
200
300
400
500
600
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO FIN DE SEMANA
FCi=0.88845
FCn=0.88226
INDUSTRIA INTERQUIMEC S.A.
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
100
200
300
400
500
600
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA FEBRERO FERIADOS
FCi=0.90507
FCn=0.87976
Curva horaria de demanda inicial
Curva horaria de demanda con la nueva tarifa
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
10
20
30
40
50
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
FCi=0.16466
FCn=0.57645
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO FIN DE SEMANA
FCi=0.81373
FCn=0.90096
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
1
2
3
4
5
6
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
FCi=0.15812
FCn=0.80955
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
1
2
3
4
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO FIN DE SEMANA
FCi=0.18859
FCn=0.84769
INDUSTRIA MAPRESA
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
10
20
30
40
50
60
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA FEBRERO FERIADOS
FCi=0.19597
FCn=0.6592
Curva horaria de demanda inicial
Curva horaria de demanda con lanueva tarifa
98
En la Figura 3.27. se observa que los consumos en días laborables reducen en sus
horas pico y aumentan en sus horas valles aumentando así su factor de carga, en
cuanto a los consumos en fines de semana y feriados no existe una gran variación de
consumo ni del factor de carga.
Figura 3.27. Industria Mapresa S.A.
Existen valles muy pronunciados en el consumo de energía de la industria mostrada
en la Figura 3.28. por lo que afecta en el valor del FC, evidentemente la nueva tarifa
mejora el factor de carga.
Figura 3.28. Industria Novacero S.A.
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
10
20
30
40
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
FCi=0.52279
FCn=0.64937
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
0.5
1
1.5
2
2.5
3
3.5
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO FIN DE SEMANA
FCi=0.61361
FCn=0.87561
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
5
10
15
20
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
FCi=0.2524
FCn=0.8832
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
1
2
3
4
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO FIN DE SEMANA
FCi=0.51834
FCn=0.90235
INDUSTRIA MAPRESA S.A.
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
10
20
30
40
50
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA FEBRERO FERIADOS
FCi=0.64153
FCn=0.86478
Curva horaria de demanda inicial
Curva horaria de demanda con la nueva tarifa
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
100
200
300
400
500
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
FCi=0.59269
FCn=0.77399
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
50
100
150
200
250
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO FIN DE SEMANA
FCi=0.67287
FCn=0.84658
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
100
200
300
400
500
600
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
FCi=0.70153
FCn=0.75347
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
50
100
150
200
250
300
350
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO FIN DE SEMANA
FCi=0.495
FCn=0.86115
INDUSTRIA NOVACERO S.A.
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
10
20
30
40
50
60
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA FEBRERO FERIADOS
FCi=0.79896
FCn=0.9013
99
Como en muchos de los casos el elevado consumo durante el día y el bajo consumo
en la noche y madrugada afecta al valor del FC por lo que es beneficioso apegarse al
programa del nuevo esquema tarifario, la industria de la Figura 3.29. en los fines de
semana presenta poco consumo por lo que no afecta sustancialmente el beneficio de
acogerse a los nuevos esquemas de tarifación.
Figura 3.29. Industria Óptimos Andino Topesa.
En la Figura 3.30. se observa que se propone alargar las horas de producción para
bajar el pico de consumo y mejorar el FC, el beneficio económico es bueno y en cuanto
al beneficio en los fines de semana es irreverente ya que no causa mayor efecto.
Figura 3.30. Industria Pinto S.A.
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
20
40
60
80
100
120
140CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
FCi=0.2752
FCn=0.67551
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
1
2
3
4
5
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO FIN DE SEMANA
FCi=0.76799
FCn=0.88491
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
20
40
60
80
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
FCi=0.31569
FCn=0.7159
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
1
2
3
4
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO FIN DE SEMANA
FCi=0.86343
FCn=0.90549
INDUSTRIA ÓPTIMOS ANDINO TOPESA
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
1
2
3
4
5
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA FEBRERO FERIADOS
FCi=0.73524
FCn=0.90313
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
10
20
30
40
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
FCi=0.51616
FCn=0.72795
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2
4
6
8
10
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO FIN DE SEMANA
FCi=0.86402
FCn=0.89714
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
10
20
30
40
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
FCi=0.48251
FCn=0.74423
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2
4
6
8
10
12
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO FIN DE SEMANA
FCi=0.85819
FCn=0.89022
INDUSTRIA PINTO S.A.
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
5
10
15
20
25
30
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA FEBRERO FERIADOS
FCi=0.59453
FCn=0.84047
Curva horaria de demanda inicial
curva horaria de demanda con la nueva tarifa
100
La industria de la Figura 3.31. nos permite observar que no existe ningún beneficio en
el factor de carga pues su consumo es muy regular a lo largo del día, su único beneficio
seria económico, el factor de carga en la mayoría de escenarios propuestos se reduce
respecto al inicial siendo esto una desventaja a la hora de considerar a esta industria
como viable a adherirse a la propuesta de un nuevo esquema tarifario.
Figura 3.31. Industria Quimipac.
Para el caso de la industria de la Figura 3.32. al igual que el caso anterior el único
beneficio es económico.
Figura 3.32. Industria Radio Sucesos FM.
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
500
1000
1500
2000
2500
3000CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
FCi=0.74114
FCn=0.75957
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
500
1000
1500
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO FIN DE SEMANA
FCi=0.95389
FCn=0.85061
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
1000
2000
3000
4000
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
FCi=0.83785
FCn=0.87331
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
500
1000
1500
2000
2500
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO FIN DE SEMANA
FCi=0.91981
FCn=0.89355
INDUSTRIA QUIMIPAC
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
500
1000
1500
2000
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA FEBRERO FERIADOS
FCi=0.92924
FCn=0.89771
Curva horaria de demanda inicial
Curva horaria de demnada con la nueva tarifa
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
5
10
15
20
25
30CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
FCi=0.95477
FCn=0.8376
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
5
10
15
20
25
30
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO FIN DE SEMANA
FCi=0.93155
FCn=0.872
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
5
10
15
20
25
30
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
FCi=0.95151FCn=0.83569
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
5
10
15
20
25
30
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO FIN DE SEMANA
FCi=0.93524FCn=0.85339
INDUSTRIA RADIO SUCESOS FM
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
5
10
15
20
25
30
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA FEBRERO FERIADOS
FCi=0.95093
FCn=0.83626
Curva horaria de demanda inicial
Curva horaria de demanda con la nueva tarifa
101
Sin duda en la industria de la Figura 3.33. la propuesta del nuevo esquema tarifario es
beneficioso tanto para esta como la distribuidora en los días laborables y fines de
semana, en los feriados se observa un caso muy particular durante el día no existe
consumo mientras que en la noche y madrugada si, se podría decir que se propone
realizar un consumo de energía inverso al que esta industria tiene originalmente.
Figura 3.33. Industria Tecnoesa S.A.
El análisis numérico respecto al FC, variación de energía consumida y costo por la
energía consumida se presenta en las siguientes tablas. Se presentan 5 tablas para
cada uno de estas variables cada una de las tablas considera un escenario de estudio
para cada una de las industrias de las cuales se pudo tener información de su demanda
de consumo, entonces los resultados que muestra cada una de las tablas son los
siguientes.
La Tabla 3.11. muestra los resultados del FC de los días laborables del mes de marzo,
los FC incrementan su valor en casi todas las industrias con excepción de tres en
donde sus FC iniciales eran muy buenos y por la dinámica que tiene la solución del
problema estos valores disminuyen, considerando esto globalmente se observa que
todos los FC incrementan de un 0,632 a un 0,779, las industrias que cuentan con un
consumo regular de energía presentan un pequeño incremento del factor de carga
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
10
20
30
40
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [M
W]
FCi=0.29613
FCn=0.71728
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
5
10
15
20
tiempo [horas]
Pot
enci
a [M
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO FIN DE SEMANA
FCi=0.22854
FCn=0.7267
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
5
10
15
20
25
30
35
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [M
W]
FCi=0.33887
FCn=0.71317
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
5
10
15
20
25
tiempo [horas]
Pot
enci
a [M
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO FIN DE SEMANA
FCi=0.2826
FCn=0.69248
INDUSTRIA TECNOESA S.A.
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
0.2
0.4
0.6
0.8
1
tiempo [horas]
Pot
enci
a [M
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA FEBRERO FERIADOS
FCi=0.6435
FCn=0.88651
Curva horaria de demanda inicial
Curva horaria de demanda con la nueva tarifa
102
mientras que las que presentaban picos y valles muy anunciados tienen un incremento
mucho mayor del mismo, en general se puede determinar que el incremento en el
factor de carga aumenta en un 45%.
Tabla 3.11. Análisis del FC marzo días laborables.
MARZO DÍAS LABORABLES
INDUSTRIA FC inicial FC final Variación [%]
ANDES 0,466 0,739 58,666
ARSILCO 0,547 0,609 11,422
CHAIDE 0,584 0,861 47,464
DALMAU 0,727 0,899 23,649
ETERNIT 0,893 0,900 0,836
FAVALLE 0,789 0,861 9,174
FUNDIRECICLAR 0,880 0,882 0,234
GUALILAGUA 0,889 0,884 -0,581
INTERQUIMEC 0,914 0,889 -2,740
MAPRESA 0,165 0,576 249,365
MAPRESA S.A. 0,523 0,649 24,213
NOVACERO 0,593 0,774 30,589
OPTIMUS 0,275 0,676 145,457
PINTO 0,516 0,728 41,032
QUIMIPAC 0,741 0,760 2,486
SUCESOS 0,955 0,838 -12,271
TECNOESA 0,296 0,717 142,217
PROMEDIO 0,632 0,779 45,366
Para los fines de semana del mes de marzo se muestra los resultados de variación del
factor de carga para este escenario en la Tabla 3.12. de la misma forma existe un
incremento del factor de carga en la mayoría de industrias con excepción en tres de
103
ellas ya que el FC inicial es muy bueno, el incremento del factor de carga analizando
los resultados es mucho menor al obtenido en el caso de los días laborables este
incremento corresponde al 29%.
Tabla 3.12. Análisis del FC marzo fines de semana.
MARZO FINES DE SEMANA
INDUSTRIA FC inicial FC final Variación [%]
ANDES 0,493 0,837 69,732
ARSILCO 0,466 0,639 37,254
CHAIDE 0,696 0,882 26,718
DALMAU 0,524 0,848 61,843
ETERNIT 0,871 0,888 1,969
FAVALLE 0,886 0,915 3,335
FUNDIRECICLAR 0,951 0,871 -8,330
GUALILAGUA 0,896 0,898 0,183
INTERQUIMEC 0,854 0,871 2,006
MAPRESA 0,814 0,901 10,720
MAPRESA S.A. 0,614 0,876 42,697
NOVACERO 0,673 0,847 25,816
OPTIMUS 0,768 0,885 15,223
PINTO 0,864 0,897 3,834
QUIMIPAC 0,954 0,851 -10,827
SUCESOS 0,932 0,872 -6,392
TECNOESA 0,229 0,727 217,971
PROMEDIO 0,734 0,853 29,044
En la Tabla 3.13. se presentan los resultados de la variación del factor de carga de
cada una de las industrias para los días laborables del mes de agosto, existen dos
industrias que disminuye su factor de carga con el nuevo esquema de tarifación, el
104
incremento del factor de carga globalmente es del 66% siendo en promedio el factor
de carga con el nuevo esquema de tarifación del 0,817.
Tabla 3.13. Análisis del FC agosto días laborables.
AGOSTO DÍAS LABORABLES
INDUSTRIA FC inicial FC final Variación [%]
ANDES 0,510 0,729 42,918
ARSILCO 0,513 0,649 26,562
CHAIDE 0,579 0,889 53,727
DALMAU 0,638 0,897 40,544
ETERNIT 0,822 0,901 9,670
FAVALLE 0,836 0,861 2,989
FUNDIRECICLAR 0,918 0,865 -5,812
GUALILAGUA 0,868 0,888 2,286
INTERQUIMEC 0,875 0,877 0,224
MAPRESA 0,158 0,810 411,994
MAPRESA S.A. 0,252 0,883 249,919
NOVACERO 0,702 0,753 7,404
OPTIMUS 0,316 0,716 126,774
PINTO 0,483 0,744 54,241
QUIMIPAC 0,838 0,873 4,232
SUCESOS 0,952 0,836 -12,172
TECNOESA 0,339 0,713 110,455
PROMEDIO 0,623 0,817 66,233
Los resultados mostrados en la Tabla 3.14. pertenecen al escenario de fines de
semana para el mes de agosto, en cuatro industrias se observa que el factor de carga
disminuye, pero este valor es mínimo, en general para este escenario se tiene un
incremento de 60% siendo en promedio el factor de carga de 0,86.
105
Tabla 3.14. Análisis del FC agosto fines de semana.
AGOSTO FINES DE SEMANA
INDUSTRIA FC inicial FC final Variación [%]
ANDES 0,450 0,787 74,811
ARSILCO 0,255 0,865 238,975
CHAIDE 0,722 0,854 18,245
DALMAU 0,623 0,809 29,797
ETERNIT 0,925 0,890 -3,783
FAVALLE 0,719 0,865 20,368
FUNDIRECICLAR 0,902 0,914 1,350
GUALILAGUA 0,897 0,917 2,204
INTERQUIMEC 0,888 0,882 -0,697
MAPRESA 0,189 0,848 349,500
MAPRESA S.A. 0,518 0,902 74,083
NOVACERO 0,495 0,861 73,968
OPTIMUS 0,863 0,905 4,871
PINTO 0,858 0,890 3,732
QUIMIPAC 0,920 0,893 -2,935
SUCESOS 0,935 0,853 -8,752
TECNOESA 0,283 0,692 145,038
PROMEDIO 0,673 0,860 60,046
En el último de los escenarios se puede observar que nuevamente los resultados
obtenidos muestran que existe un incremento del factor de carga en todas las
industrias con excepción en tres de ellas, el promedio del factor de carga para los
feriados es de 0,841 presentando un incremento del 43% respecto al obtenido
inicialmente, estos resultados se muestran en la Tabla 3.15.
106
Tabla 3.15. Análisis del FC febrero feriados.
FEBRERO FERIADOS
INDUSTRIA FC inicial FC final Variación [%]
ANDES 0,451 0,768 70,288
ARSILCO 0,677 0,704 3,988
CHAIDE 0,305 0,847 177,705
DALMAU 0,637 0,875 37,363
ETERNIT 0,773 0,877 13,454
FAVALLE 0,851 0,872 2,468
FUNDIRECICLAR 0,645 0,875 35,659
GUALILAGUA 0,629 0,818 30,048
INTERQUIMEC 0,905 0,88 -2,762
MAPRESA 0,196 0,659 236,224
MAPRESA S.A. 0,642 0,865 34,735
NOVACERO 0,799 0,901 12,766
OPTIMUS 0,735 0,903 22,857
PINTO 0,595 0,84 41,176
QUIMIPAC 0,929 0,898 -3,337
SUCESOS 0,951 0,836 -12,093
TECNOESA 0,643 0,887 37,947
PROMEDIO 0,668 0,841 43,440
Realizando un análisis a los 5 escenarios propuestos para el Factor Carga la propuesta
de la nueva tarifa trae un beneficio incrementando de esta forma el factor de carga
inicial.
Como se ha mencionado en la metodología de propuesta de un nuevo esquema de
tarifación horaria es importante considerar la variación de energía en cada uno de los
periodos en donde se aplicará diferente costo de tarifación, de esa forma se determina
107
el proceder de cada industria respecto a sus hábitos de producción para poder aplicar
el nuevo esquema de tarifación a cada una de ellas, en las Tablas 3.16-3.20. se
presentan las variaciones de energía que cada industria debe considerar para su
correcta aplicación del nuevo esquema de tarifación.
Tabla 3.16. Análisis variación de energía marzo días laborables.
MARZO DÍAS LABORABLES
INDUSTRIA
Variación de Energía
Periodo 1 [%]
Variación de Energía
Periodo 2 [%]
Variación de Energía
Periodo 3 [%]
ANDES -10,653 1,744 13,503
ARSILCO -73,382 98,735 -13,313
CHAIDE 6,339 -20,827 92,292
DALMAU 13,371 -12,203 10,479
ETERNIT -2,620 -1,996 10,167
FAVALLE -15,255 -2,700 77,078
FUNDIRECICLAR -1,709 9,535 -9,534
GUALILAGUA 5,644 -3,039 -3,802
INTERQUIMEC -1,744 4,411 -3,979
MAPRESA -66,381 -22,285 3321,407
MAPRESA S.A. -8,682 -1,356 10,648
NOVACERO -29,651 24,759 16,196
OPTIMUS 118,386 -35,884 692,303
PINTO 19,106 -25,639 171,281
QUIMIPAC -16,444 5,972 14,747
SUCESOS 9,316 -7,256 -7,777
TECNOESA 83,438 -36,978 1878,490
108
La variación de energía en cada uno de los casos es diferente se comporta de acuerdo
a cada una de las industrias consideradas por tal razón es difícil predecir un
comportamiento para todas las industrias.
Tabla 3.17 Análisis variación de energía marzo fines de semana.
MARZO FINES DE SEMANA
INDUSTRIA
Variación de Energía
Periodo 1 [%]
Variación de Energía
Periodo 2 [%]
Variación de Energía
Periodo 3 [%]
ANDES 33,850 -5,442 -29,477
ARSILCO -74,385 430,930 -28,457
CHAIDE -14,982 19,387 11,399
DALMAU -10,144 11,256 -1,445
ETERNIT -5,480 6,952 -0,600
FAVALLE -1,344 -1,758 3,944
FUNDIRECICLAR 4,032 -2,660 -2,254
GUALILAGUA 0,240 -4,015 -0,504
INTERQUIMEC -4,559 1,372 6,582
MAPRESA -5,362 0,164 12,476
MAPRESA S.A. -1,912 10,015 -10,920
NOVACERO -5,289 -0,190 10,055
OPTIMUS -15,065 16,703 4,834
PINTO 0,095 5,073 -5,459
QUIMIPAC 4,095 -1,802 -7,971
SUCESOS 0,762 -0,803 0,175
TECNOESA 41,468 -33,024 577,993
109
Las variaciones de energía para los días laborables del mes de agosto se presentan
en la tabla 3.18. de la misma forma la variación depende de cada una de la industria
en análisis.
Tabla 3.18. Análisis variación de energía agosto días laborables.
AGOSTO DÍAS LABORABLES
INDUSTRIA
Variación de Energía
Periodo 1 [%]
Variación de Energía
Periodo 2 [%]
Variación de Energía
Periodo 3 [%]
ANDES -13,261 5,366 1,742
ARSILCO -65,497 140,473 -17,910
CHAIDE 15,045 -28,579 196,677
DALMAU 29,735 -18,488 3,048
ETERNIT 1,256 2,056 -9,086
FAVALLE -11,578 6,108 22,037
FUNDIRECICLAR 4,250 -2,083 -7,157
GUALILAGUA -0,133 5,031 -8,098
INTERQUIMEC 3,160 -0,970 -7,424
MAPRESA 8182,296 -52,562 -561,896
MAPRESA S.A. 117,585 -41,825 139,710
NOVACERO -31,281 29,016 6,900
OPTIMUS 127,585 -36,137 442,975
PINTO 18,874 -24,280 141,503
QUIMIPAC 2,175 -3,960 3,721
SUCESOS 7,633 -5,666 -6,937
TECNOESA 115,828 -39,475 1935,433
110
Para los fines de semana del mes de agosto se tienen las diferentes variaciones
presentadas en la Tabla 3.19.
Tabla 3.19. Análisis variación de energía agosto fines de semana.
AGOSTO FINES DE SEMANA
INDUSTRIA
Variación de Energía
Periodo 1 [%]
Variación de Energía
Periodo 2 [%]
Variación de Energía
Periodo 3 [%]
ANDES -10,919 -5,699 51,014
ARSILCO 33,998 16,447 -47,501
CHAIDE -22,719 41,618 -8,081
DALMAU -16,036 16,456 -0,061
ETERNIT -0,316 4,203 -6,154
FAVALLE 36,333 -12,772 -12,149
FUNDIRECICLAR 1,460 1,099 -3,082
GUALILAGUA -1,075 3,431 -3,046
INTERQUIMEC 1,620 -0,514 -0,710
MAPRESA 171,733 -49,224 -17,562
MAPRESA S.A. -5,492 12,110 -9,504
NOVACERO -29,355 40,195 22,027
OPTIMUS -1,282 0,125 -2,849
PINTO -1,520 5,676 -11,496
QUIMIPAC -8,922 10,021 3,240
SUCESOS 4,493 -3,365 -3,980
TECNOESA 52,069 -33,524 1071,345
111
Finalmente, la variación que se tiene para el mes de febrero considerando un
escenario de feriado se muestra en la Tabla 3.20.
Tabla 3.20. Análisis variación de energía febrero feriados.
FEBREERO FERIADOS
INDUSTRIA
Variación de Energía
Periodo 1 [%]
Variación de Energía
Periodo 2 [%]
Variación de Energía
Periodo 3 [%]
ANDES -22,663 -58,376 -26,670
ARSILCO 22,046 158,411 39,862
CHAIDE -2,032 -8,096 -0,317
DALMAU -22,663 -58,376 -26,670
ETERNIT 22,046 158,411 39,862
FAVALLE -2,032 -8,096 -0,317
FUNDIRECICLAR -22,663 -58,376 -26,670
GUALILAGUA 22,046 158,411 39,862
INTERQUIMEC -2,032 -8,096 -0,317
MAPRESA -22,663 -58,376 -26,670
MAPRESA S.A. 22,046 158,411 39,862
NOVACERO -2,032 -8,096 -0,317
OPTIMUS -22,663 -58,376 -26,670
PINTO 22,046 158,411 39,862
QUIMIPAC -2,032 -8,096 -0,317
SUCESOS -22,663 -58,376 -26,670
TECNOESA 22,046 158,411 39,862
En las Tablas 3.21.-3.25. se muestra los resúmenes de resultados del costo de
consumo de energía para cada uno de los casos de estudio se observa que las
112
variaciones de costo son diferentes para cada industria y esto significa que para cada
industria el nuevo esquema de tarifación afecta de diferente manera, se observa que
en todos los casos existe ahorro en el pago de energía para cada una de las industrias,
los ahorros son diferentes para cada uno de los escenarios.
Tabla 3.21. Análisis costo de consumo de energía marzo días laborables.
MARZO DÍAS LABORABLES
INDUSTRIA Costo inicial [USD] Costo nueva tarifa [USD] Variación del costo [%]
ANDES 249,204 232,610 -6,659
ARSILCO 2062,627 2033,025 -1,435
CHAIDE 339,392 308,253 -9,175
DALMAU 472,055 427,617 -9,414
ETERNIT 1592,302 1444,165 -9,303
FAVALLE 2093,158 1948,397 -6,916
FUNDIRECICLAR 2,320 2,114 -8,878
GUALILAGUA 901,569 813,330 -9,787
INTERQUIMEC 1133,369 1029,066 -9,203
MAPRESA 16,163 16,163 0,000
MAPRESA S.A. 42,128 39,628 -5,934
NOVACERO 576,977 543,329 -5,832
OPTIMUS 67,196 62,793 -6,552
PINTO 41,659 38,927 -6,557
QUIMIPAC 3751,759 3491,069 -6,948
SUCESOS 48,234 42,795 -11,276
TECNOESA 22156,266 20856,734 -5,865
PROMEDIO 2090,963 1960,589 -7,043
113
En la tabla 3.22. se presenta el ahorro para cada una de las industrias en los fines de
semana del mes de marzo.
Tabla 3.22. Análisis costo de consumo de energía marzo fines de semana.
MARZO FINES DE SEMANA
INDUSTRIA
Costo inicial
[USD]
Costo nueva tarifa
[USD]
Variación del costo
[%]
ANDES 151,168 130,563 -13,630
ARSILCO 1055,908 1031,522 -2,309
CHAIDE 79,983 71,440 -10,680
DALMAU 11,887 10,559 -11,165
ETERNIT 188,508 166,949 -11,437
FAVALLE 2156,432 1876,657 -12,974
FUNDIRECICLAR 2,450 2,140 -12,641
GUALILAGUA 871,041 748,663 -14,050
INTERQUIMEC 971,356 849,217 -12,574
MAPRESA 0,999 0,875 -12,374
MAPRESA S.A. 3,796 3,349 -11,764
NOVACERO 296,552 260,597 -12,124
OPTIMUS 6,670 5,934 -11,038
PINTO 16,120 14,270 -11,477
QUIMIPAC 2972,529 2578,025 -13,272
SUCESOS 45,736 39,985 -12,574
TECNOESA 8272,381 7213,159 -12,804
PROMEDIO 1006,089 882,583 -11,699
114
Para los días laborables del mes de agosto se presenta los siguientes ahorros como
se muestra en la Tabla3.23.
Tabla 3.23. Análisis costo de consumo de energía agosto días laborables.
MARZO DÍAS LABORABLES
INDUSTRIA
Costo inicial
[USD]
Costo nueva tarifa
[USD]
Variación del costo
[%]
ANDES 274,470 253,365 -7,689
ARSILCO 1302,889 1281,760 -1,622
CHAIDE 314,932 286,743 -8,951
DALMAU 417,768 373,231 -10,661
ETERNIT 1631,431 1467,004 -10,079
FAVALLE 2187,512 2033,160 -7,056
FUNDIRECICLAR 2,279 2,039 -10,538
GUALILAGUA 862,966 782,175 -9,362
INTERQUIMEC 999,254 894,872 -10,446
MAPRESA 1,801 1,588 -11,832
MAPRESA S.A. 8,926 7,947 -10,970
NOVACERO 714,062 674,170 -5,587
OPTIMUS 52,809 48,988 -7,235
PINTO 38,279 35,818 -6,429
QUIMIPAC 5994,340 5425,930 -9,482
SUCESOS 49,220 43,836 -10,937
TECNOESA 21066,117 19500,968 -7,430
PROMEDIO 2112,886 1947,859 -8,606
115
En la Tabla 3.24 se muestra el ahorro de cada industria presentado en los fines de
semana del mes de agosto.
Tabla 3.24. Análisis costo de consumo de energía agosto fines de semana.
MARZO DÍAS LABORABLES
INDUSTRIA Costo inicial [USD] Costo nueva tarifa [USD] Variación del costo [%]
ANDES 102,579 90,806 -11,478
ARSILCO 330,732 285,857 -13,568
CHAIDE 53,173 47,953 -9,818
DALMAU 11,847 10,505 -11,332
ETERNIT 185,302 162,918 -12,080
FAVALLE 1743,947 1517,562 -12,981
FUNDIRECICLAR 2,323 2,043 -12,048
GUALILAGUA 869,858 766,309 -11,904
INTERQUIMEC 898,234 787,589 -12,318
MAPRESA 1,387 1,147 -17,342
MAPRESA S.A. 3,436 3,031 -11,781
NOVACERO 305,635 279,929 -8,411
OPTIMUS 6,199 5,380 -13,204
PINTO 16,573 14,443 -12,855
QUIMIPAC 4002,260 3561,182 -11,021
SUCESOS 47,832 41,575 -13,082
TECNOESA 12511,661 10960,056 -12,401
PROMEDIO 1240,764 1090,487 -12,213
116
Se presenta el último escenario perteneciente al feriado del mes de febrero, se muestra
el ahorro que cada industria puede tener en este escenario.
Tabla 3.25. Análisis costo de consumo de energía febrero feriados.
MARZO DÍAS LABORABLES
INDUSTRIA Costo inicial [USD] Costo nueva tarifa [USD] Variación del costo [%]
ANDES 134,919 120,647 -10,578
ARSILCO 2431,317 2309,519 -5,010
CHAIDE 58,187 52,311 -10,098
DALMAU 11,387 9,963 -12,503
ETERNIT 194,363 168,952 -13,074
FAVALLE 2135,675 1880,289 -11,958
FUNDIRECICLAR 2,387 2,075 -13,083
GUALILAGUA 640,619 548,540 -14,373
INTERQUIMEC 1005,881 876,449 -12,868
MAPRESA 19,972 18,185 -8,945
MAPRESA S.A. 53,466 47,574 -11,020
NOVACERO 77,256 67,435 -12,712
OPTIMUS 6,969 6,152 -11,733
PINTO 31,280 27,346 -12,577
QUIMIPAC 3139,865 2740,964 -12,704
SUCESOS 46,269 39,829 -13,919
TECNOESA 1128,534 1012,959 -10,241
PROMEDIO 654,020 584,070 -11,612
117
Con los diferentes escenarios mostrados en las Tablas 3.11.-3.25. se puede definir
que el cambio a una nueva tarifa para la industria puede ser positivo ya que existiría
un ahorro por pago de energía por parte de las industrias, un mejoramiento en el factor
de carga de la industria y por ende de la empresa distribuidora, además se toma en
cuenta que la industria tendría un mejor aprovechamiento de sus equipos ya que hay
que planificar un nuevo proceso de producción para lograr de cierta forma producir
como se ha simulado en el estudio.
3.2.5. PROPUESTA DEL NUEVO ESQUEMA DE TARIFACIÓN HORARIA EN EL
SECTOR INDUSTRIAL.
Proponer un nuevo esquema de tarifación horaria no sería tan difícil si existe
colaboración por parte de las industrias principalmente pues son estas las que tienen
el deber de realizar análisis pues tienen que cambiar su forma de producción, en otros
casos la industria esta produciendo de forma correcta lo que significa que esta se
beneficiaría económicamente y sería muy difícil que no esté dispuesta a aplicarse al
programa que propone el nuevo esquema tarifario.
La distribuidora en cambio tendrá que realizar un análisis económico con el fin de
determinar si al aplicar el nuevo esquema de tarifación no tiene perdidas económicas
ya que por el aspecto del mejoramiento del factor de carga esta se beneficia
directamente.
Actualmente es necesario que el ente regulador en nuestro caso ARCONEL apruebe
la ley para aplicar el nuevo esquema de tarifación y al estar relacionada directamente
con la distribuidora y observar los beneficios que se tiene no hay duda que se aprueben
las diferentes leyes para tener un nuevo esquema de tarifación en Ecuador.
Con lo mencionado la nueva propuesta de esquema de tarifación seria la mostrada en
la Tabla 3.9. y que ha sido desarrollada a lo largo de este capítulo.
118
CAPÍTULO 4
INCLUSIÓN DE VEHÍCULOS ELÉCTRICOS EN EL SECTOR
RESIDENCIAL
El presente capítulo tiene como objetivo desarrollar la propuesta de mecanismos de
inclusión de vehículos eléctricos en el sector residencial, para ello el capítulo se divide
en dos partes, en la primera parte se propone la metodología a desarrollarse para
lograr el objetivo del capítulo en mención, en la segunda parte se desarrollará la
metodología propuesta en la primera parte del capítulo, este desarrollo permitirá a
partir de los resultados obtenidos proponer el mecanismo de inclusión de VE’s en el
sector residencial.
4.1. METODOLOGÍA DE INCLUSIÓN DE VEHÍCULOS ELÉCTRICOS
EN EL SECTOR RESIDENCIAL.
La metodología a desarrollar se basa en el estudio “The Impact of EV Charging on the
System Demand” realizado por N. Hatzuargyriou y otros, el cual fue utilizado para
analizar el comportamiento en los sistemas eléctricos de Reino Unido, Alemania,
España, Portugal, y Grecia.[53]
Los VE’s y su impacto en un Sistema Eléctrico se lo analizará en cinco etapas, en la
Figura 4.1. se muestra el esquema a seguir en esta metodología.
1. Selección de la curva horaria de demanda para la inclusión de VE’s.
2. Generación de curva de recarga de VE’s.
3. Simulación de la inclusión de la curva de recarga de VE’s en la curva de demanda
del alimentador.
4. Análisis de resultados.
5. Propuesta de inclusión de VE’s.
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120
4.1.1. SELECCIÓN DE LA CURVA HORARIA DE DEMANDA PARA LA
INCLUSIÓN DE VEHÍCULOS ELÉCTRICOS.
La curva horaria de demanda que se determinará será una curva donde se pueda
incluir la demanda por recarga de baterías de VE’s, esta curva debe cumplir algunas
características, como: ser una curva que represente la demanda a nivel nacional y ser
una curva que represente el consumo de energía del sector residencial.
La curva que represente la demanda a nivel nacional será considerada la curva de una
distribuidora con gran porcentaje de consumo del país, a partir de esta y para interpolar
resultados se considerará varias subestaciones que tengan un gran consumo del
sector residencial previamente determinadas por uno de sus alimentadores cuyas
curvas horarias de demanda serán objetivo del estudio, para ello se procederá de la
siguiente manera:
1. Determinación de la curva horaria de demanda de la distribuidora.
2. Determinación de la subestación con alto consumo residencial.
3. Determinación del alimentador con curva horaria similar a la distribuidora.
4.1.1.1. Determinación de la curva horaria de demanda de la distribuidora.
Nuestro estudio se centra en la obtención de resultados a nivel nacional, por dificultad
en la obtención de datos el estudio se realizará en la curva horaria de una distribuidora
que represente un gran consumo de energía en Ecuador y que disponga de lecturas
de consumo a nivel de subestación y alimentadores.
4.1.1.2. Determinación de la subestación con alto consumo residencial.
A partir de una base de datos proporcionada por la distribuidora se determinará tres
alimentadores de distintas subestaciones que tengan un gran porcentaje de consumo
del sector residencial, las subestaciones de dichos alimentadores serán relacionados
con la curva horaria de demanda de la distribuidora mediante un proceso de
121
correlación entre las diferentes curvas de demanda y los diferentes escenarios
propuestos para que finalmente analizando resultados se pueda escoger la
subestación más adecuada para el estudio.
4.1.1.3. Determinación del alimentador con curva horaria similar a la distribuidora.
Con lo desarrollado en el inciso 4.1.1.2 se determina la subestación idónea para el
estudio y por ende este análisis también nos permite determinar la curva horaria de
demanda del alimentador en el cual se realizará la inclusión de demanda por recarga
de VE’s.
4.1.2. GENERACIÓN DE LA CURVA DE RECARGA DE VE’s.
Para generar la curva de recarga de un VE se consideran dos aspectos importantes,
el primero es el tipo de VE que el usuario podrá utilizar y el segundo aspecto es la
consideración del % de SOC inicial.
El primer aspecto de consideración en la generación de la curva de recarga del VE es
el tipo de VE, este se determinará a partir de los VE´s que están disponibles en el
mercado, cada uno de ellos presentan diferentes tipos de tecnología en su batería por
ende existen diferentes curvas de recarga para cada tipo de VE que se considerará en
el estudio.
El otro aspecto a considerarse es el % de SOC está relacionado con el uso de la
batería del VE, existen varias formas de determinar el uso de la batería del VE como:
la distancia recorrida por el VE, el uso de calefacción o aire acondicionado del VE, el
uso de equipos de audio y video alimentados por el VE, entre otras.
Para nuestro estudio solamente se considerará la distancia recorrida diariamente por
el VE, este % de SOC nos permite determinar el % de batería con el que inicia su
recarga el VE. Con lo mencionado la curva de recarga de un VE será diferente para
cada uno de los casos a ser considerado pues existen muchas combinaciones entre
el tipo VE y el % de SOC al inicio de la recarga.
122
4.1.3. SIMULACIÓN DE LA INCLUSIÓN DE LA CURVA DE RECARGA DE VE’s EN
LA CURVA HORARIA DE DEMANDA DEL ALIMENTADOR.
Una vez determinada la curva de demanda del alimentador y la curva de demanda
para la recarga del VE se procede a sumar estas dos demandas obteniéndose así una
curva de demanda final en donde se podrá observar y analizar resultados, previo a la
suma de las dos demandas mencionadas es importante determinar cuántos VE’s
estarán incluidos en los diferentes casos de estudio para el alimentador, estos casos
de estudio no es más que un porcentaje de inclusión de VE’s de acuerdo al número de
clientes asociados al alimentador en estudio.
Además de determinar el número de VE’s a simular en cada escenario es importante
determinar el número de veces que se repetirá las simulaciones para así tener un
grado mayor de confianza en los resultados, para ello es importante el conocimiento
del método de Monte Carlo como se ha hecho referencia en la revisión bibliográfica.
Otro aspecto que es importante considerar es la hora de inicio de carga del VE pues
existen diferentes criterios de acuerdo a las actividades que el cliente realiza para
determinar esta variable, con estas consideraciones se puede desarrollar simulaciones
en los diferentes escenarios de estudio considerados.
4.1.4. ANÁLISIS DE RESULTADOS INCLUSIÓN DE VE’s.
Las simulaciones obtenidas permitirán tabular los diferentes FC en los escenarios
establecidos, además se podrá observar el impacto en la curva horaria de demanda
de un alimentador posterior a la inclusión de demanda por recarga de los VE’s.
Con los resultados obtenidos a nivel de alimentador se interpolará a nivel de
subestación, empresa distribuidora y finalmente a nivel nacional.
Una vez determinado los impactos en los diferentes niveles del sector eléctrico se debe
analizar aspectos técnicos, económicos, logísticos y normativos que conlleva una
inclusión masiva de VE’s.
123
4.1.5. PROPUESTA DE MECANISMOS DE INCLUSIÓN DE VE’s.
Los resultados obtenidos a lo largo de la metodología permitirán proponer un plan de
inclusión de VE’s acorde a las necesidades que se han considerado en el estudio.
4.2. APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA DE INCLUSIÓN DE VE’s
EN EL SECTOR RESIDENCIAL.
Con lo mencionado en la metodología de inclusión de VE’s en el sector residencial se
procede a aplicar numéricamente las consideraciones descritas en ellas para así
simular los diferentes escenarios considerados y obtener los resultados finales con los
cuales se podrá proponer el mecanismo de inclusión de VE’s en el sector residencial,
entonces se tiene lo siguiente:
4.2.1. SELECCIÓN DE LA CURVA HORARIA DE DEMANDA PARA LA
INCLUSIÓN DE VEHÍCULOS ELÉCTRICOS.
La curva que representará el impacto de inclusión de VE’s debe ser la más cercana a
la carga de un cliente residencial, a priori se puede indicar que los porcentajes
esperados por los programas de inclusión de VE’s no se conseguirá debido a varias
circunstancias, entre ellas la falta de propaganda, la falta de infraestructura, la falta de
incentivos, entre otros, sin embargo, no se descarta un impacto en las curvas de
demanda.
La curva de consumo más cercana a la carga de un usuario y que se puede generar
es la de un alimentador primario o de la subestación de dicho alimentador. Para
seleccionar la curva de demanda horaria se ha utilizado empíricamente los siguientes
criterios:
· Debe poseer un alto consumo de energía eléctrica.
· El sector a considerarse debe tener un alto índice de uso de vehículos(cuidad).
124
· Debe ser una curva horaria con consumo altamente residencial.
· El alimentador debe tener información suficiente para generar diferentes curvas
horarias de demanda.
Utilizando estos criterios de selección las ciudades que cumplen los criterios son Quito,
Guayaquil y Cuenca, sin embargo, estudiar tres ciudades con características similares
sería una tarea repetitiva y con resultados similares. La ciudad de Quito es óptima para
realizar el estudio ya que dispone de una Empresa Eléctrica con alta densidad de
población residencial, y un alto índice de uso de vehículos.
La EEQ presenta una curva horaria de demanda en donde se observa las
características de consumo de sus usuarios, conociendo las características de la curva
horaria se puede obtener una S/E que tenga características similares a un alimentador
altamente residencial para observar de mejor manera los cambios que puede sufrir
una curva horaria de demanda residencial con la inclusión de VE’s en los diferentes
escenarios que se pretende simular.
Los cambios en la curva horaria de demanda del alimentador en estudio se podrán
interpolar hasta llegar a niveles de la curva horaria de demanda de Ecuador para
finalmente concluir sobre los cambios que se presentarán.
En primer lugar, se deberá adquirir la base de datos de la EEQ, la cual dispone un sin
número de curvas horarias de alimentadores que corresponden a días laborables, fines
de semana y días festivos en diferentes épocas del año invierno y verano. Se escogerá
días en los cuales haya existido la mayor demanda o días cercanos a estos, el objetivo
es determinar la curva ideal en la cual el impacto de los VE’s será mayor (Alta carga
residencial).
4.2.1.1. Determinación de la curva horaria de demanda de la EEQ.
Se realizó un análisis de las curvas horarias de la EEQ en el capítulo 3, estas curvas
se mostraban en las Figuras 3.2.-3.4. y para la inclusión de VE’s estas mismas serán
usadas a continuación se muestran estas curvas en las Figuras 4.2.-4.4.
125
Figura 4.2. Curvas horarias de demanda EEQ marzo (invierno).[46]
Figura 4.3. Curvas horarias de demanda EEQ agosto (verano).[46]
Figura 4.4. Curva horaria de demanda EEQ febrero (feriado).[46]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
100
200
300
400
500
600
700
800
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [M
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA EEQ
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
100
200
300
400
500
600
tiempo [horas]P
oten
cia
[MW
]
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO FIN DE SEMANA
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
100
200
300
400
500
600
700
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [M
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA EEQ
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
100
200
300
400
500
600
tiempo [horas]
Pot
enci
a [M
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO FIN DE SEMANA
CURVA HORARIA DE DEMANDA EEQ
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
100
200
300
400
500
600
CURVA HORARIA DE DEMANDA FEBRERO FERIADO
tiempo [horas]
Pote
ncia
[M
W]
126
4.2.1.2. Determinación de la subestación con alto consumo residencial.
La subestación a seleccionar dependerá exclusivamente de un alimentador, el cual
debe tener una estrecha relación con las curvas de demanda horaria de la EEQ, para
ello se puede seleccionar de la base de datos cuál alimentador posee alta carga
residencial, para posteriormente graficarlo y a través del software Matlab y de una
función de correlación se pueda determinar qué subestación tiene un mayor nivel de
correlación con respecto a la curva de demanda de la EEQ, en la Tabla 4.1. se
determina a los alimentadores con el mayor porcentaje de consumo residencial.
Tabla 4.1. Porcentaje de consumo residencial de alimentadores en S/E.[46]
NOMBRE S/E
ALIMENTADOR
CONSUMO TOTAL
[kWh/MES]
CONSUMO RESIDENCIAL
[kWh/MES]
CONSUMO RESIDENCIAL
[%]
Cotocollao 19G 3’128.805 2751.433 87,94
San Antonio 22C 111.465 107.047 96,04
Tumbaco 36B 491.064 447.269 91,08
Las Figuras 4.5.-4.7 corresponden a las curvas horarias de demanda de las
subestaciones Cotocollao (19), San Antonio (22) y Tumbaco (36) cabe recalcar que se
ha considerado los mismos días para los diferentes escenarios de las curvas horarias
de demanda de la EEQ.
Figura 4.5. Curvas horarias de demanda S/E Cotocollao (19).[46]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
10
20
30
40
50
60
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [M
W]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
10
20
30
40
50
tiempo [horas]
Pot
enci
a [M
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO FIN DE SEMANA
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
10
20
30
40
50
60CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [M
W]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
10
20
30
40
50
tiempo [horas]
Pot
enci
a [M
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO FIN DE SEMANA
SUB-ESTACIÓN COTOCOLLAO (19)
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
10
20
30
40
50
60
tiempo [horas]
Pot
enci
a [M
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA FEBRERO FERIADO
127
Figura 4.6. Curvas horarias de demanda S/E San Antonio (22).[46]
Figura 4.7. Curvas horarias de demanda S/E Tumbaco (36).[46]
Para determinar cuál de las subestaciones propuestas tiene mayor relación con la
curva horaria de demanda de la EEQ se procede a determinar un factor de correlación
entre las curvas, para ello se hace uso de la herramienta de Matlab “corr” la cual nos
entrega este factor de correlación que existe entre las curvas de las S/E y EEQ, lo
mencionado se puede visualizar en las figuras 4.8.-4.12.
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
tiempo [horas]P
oten
cia
[kW
]
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO FIN DE SEMANA
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO FIN DE SEMANA
SUB-ESTACIÓN SAN ANTONIO (22)
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA FEBRERO FERIADO
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
5
10
15
20
25
30
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [M
W]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
5
10
15
20
tiempo [horas]
Pot
enci
a [M
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO FIN DE SEMANA
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
5
10
15
20
25
30
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [M
W]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
5
10
15
20
25
tiempo [horas]
Pot
enci
a [M
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO FIN DE SEMANA
SUB-ESTACIÓN TUMBACO (36)
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
5
10
15
20
25
30
tiempo [horas]
Pot
enci
a [M
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA FEBRERO FERIADO
128
Figura 4.8. Correlación EEQ-S/E días laborables marzo.
La mayor correlación entre la curva horaria de demanda de los días laborables en
marzo entre una S/E y la EEQ pertenece a la S/E Cotocollao con un 97,378%.
Figura 4.9. Correlación EEQ-S/E fines de semana marzo.
Para los fines de semana del mes de marzo la mayor correlación entre una S/E y la
EEQ con un 99,322% pertenece a la S/E Cotocollao.
300 400 500 600 7002
2.5
3
3.5
4
4.5
5
5.5x 10
4 Correlación EEQ-S/E Cotocollao
Demanda S/E [kW]
Dem
anda
EE
Q [
MW
]
300 400 500 600 7001
1.5
2
2.5
3x 10
4 Correlación EEQ-S/E Tumbaco
Demanda S/E [kW]D
eman
da E
EQ
[M
W]
300 400 500 600 7002000
4000
6000
8000
10000
12000Correlación EEQ-S/E San Antonio
Demanda S/E [kW]
Dem
anda
EE
Q [
MW
]
CORRELACIÓN DE CURVAS DE DEMANDA HORARIAS DE LA EEQ CON S/E DÍAS LABORABLES DE MARZO
300 400 500 600 7000
1
2
3
4
5
6x 10
4
Demanda S/E [kW]
Dem
anda
EE
Q [
MW
]
Correlación EEQ-S/E Cotocollao=0.97378
Correlación EEQ-S/E Tumbaco=0.97254
Correlación EEQ-S/E San Antonio=0.76616
Correlación EEQ-S/E Cotocollao
Correlación EEQ-S/E Tumbaco
Correlación EEQ-S/E San Antonio
250 300 350 400 450 500 5501.5
2
2.5
3
3.5
4
4.5x 10
4 Correlación EEQ-S/E Cotocollao
Demanda S/E [kW]
Dem
anda
EE
Q [
MW
]
250 300 350 400 450 500 5501
1.2
1.4
1.6
1.8
2x 10
4 Correlación EEQ-S/E Tumbaco
Demanda S/E [kW]
Dem
anda
EE
Q [
MW
]
250 300 350 400 450 500 5502000
3000
4000
5000
6000Correlación EEQ-S/E San Antonio
Demanda S/E [kW]
Dem
anda
EE
Q [
MW
]
CORRELACIÓN DE CURVAS DE DEMANDA HORARIAS DE LA EEQ CON S/E FINES DE SEMANA MARZO
250 300 350 400 450 500 5500
1
2
3
4
5x 10
4
Demanda S/E [kW]
Dem
anda
EE
Q [
MW
]
Correlación EEQ-S/E Cotocollao=0.99322
Correlación EEQ-S/E Tumbaco=0.83886
Correlación EEQ-S/E San Antonio=0.98554
Correlación EEQ-S/E Cotocollao
Correlación EEQ-S/E Tumbaco
Correlación EEQ-S/E San Antonio
129
Figura 4.10. Correlación EEQ-S/E días laborables agosto.
Con una correlación del 96,343% la S/E Tumbaco es la más parecida a la EEQ en
los días laborables del mes de agosto.
Figura 4.11. Correlación EEQ-S/E fines de semana agosto.
La S/E Cotocollao con un 98,064% es la de mayor correlación con la EEQ para los
fines de semana de agosto.
300 400 500 600 7002
2.5
3
3.5
4
4.5
5x 10
4 Correlación EEQ-S/E Cotocollao
Demanda S/E [kW]
Dem
anda
EE
Q [
MW
]
300 400 500 600 7001
1.5
2
2.5
3x 10
4 Correlación EEQ-S/E Tumbaco
Demanda S/E [kW]D
eman
da E
EQ
[M
W]
300 400 500 600 7003000
3500
4000
4500
5000
5500
6000
6500Correlación EEQ-S/E San Antonio
Demanda S/E [kW]
Dem
anda
EE
Q [
MW
]
CORRELACIÓN DE CURVAS DE DEMANDA HORARIAS DE LA EEQ CON S/E DÍAS LABORABLES AGOSTO
300 400 500 600 7000
1
2
3
4
5x 10
4
Demanda S/E [kW]
Dem
anda
EE
Q [
MW
]
Correlación EEQ-S/E Cotocollao=0.9225
Correlación EEQ-S/E Tumbaco=0.96343
Correlación EEQ-S/E San Antonio=0.90714
Correlación EEQ-S/E Cotocollao
Correlación EEQ-S/E Tumbaco
Corelación EEQ-S/E San Antonio
250 300 350 400 450 5001.5
2
2.5
3
3.5
4
4.5
5x 10
4 Correlación EEQ-S/E Cotocollao
Demanda S/E [kW]
Dem
anda
EE
Q [
MW
]
250 300 350 400 450 5000.5
1
1.5
2
2.5x 10
4 Correlación EEQ-S/E Tumbaco
Demanda S/E [kW]
Dem
anda
EE
Q [
MW
]
250 300 350 400 450 5002500
3000
3500
4000
4500
5000
5500
6000Correlación EEQ-S/E San Antonio
Demanda S/E [kW]
Dem
anda
EE
Q [
MW
]
CORRELACIÓN DE CURVAS DE DEMANDA HORARIAS DE LA EEQ CON S/E FINES DE SEMANA AGOSTO
250 300 350 400 450 5000
1
2
3
4
5x 10
4
Demanda S/E [kW]
Dem
anda
EE
Q [
MW
]
Correlación EEQ-S/E Cotocollao=0.98064
Correlación EEQ-S/E Tumbaco=0.95266
Correlación EEQ-S/E San Antonio=0.90948
Correlación EEQ-S/E Cotocollao
Correlación EEQ-S/E Tumbaco
Correlación EEQ-S/E San Antonio
130
Figura 4.12. Correlación EEQ-S/E feriados.
Para los feriados la S/E Tumbaco tiene la mayor correlación con la EEQ con un
97,416%.
En la Tabla 4.2. se resume los resultados presentados de las Figuras 4.8.-4.12.,
además se evalúa estos resultados dando un rango de prioridad a cada una de ellas,
observando estos resultados se puede determinar que la curva horaria de demanda
de la S/E Cotocollao por poseer un mayor índice de prioridad tiene la mayor correlación
con la curva horaria de demanda de la EEQ por ello el alimentador que será analizado
posteriormente será el de esta S/E.
Tabla 4.2. Resumen de correlaciones entre S/E y EEQ en el sector residencial.
PERIODO CORRELACIÓN EEQ CON S/E
Cotocollao (19) San Antonio (22) Tumbaco (36)
Marzo
(invierno)
Días laborables 0,973 0,766 0,972
Fines de semana 0,993 0,986 0,839
Agosto
(verano)
Días laborables 0,923 0,907 0,963
Fines de semana 0,981 0,909 0,953
Febrero (Feriado) 0,904 0,141 0,974
PRIORIDAD 1 PRIORIDAD 2 RRIORIDAD 3
250 300 350 400 450 500 5501.5
2
2.5
3
3.5
4
4.5
5x 10
4 Correlación EEQ-S/E Cotocollao
Demanda S/E [kW]
Dem
anda
EE
Q [
MW
]
250 300 350 400 450 500 5501
1.5
2
2.5x 10
4 Correlación EEQ-S/E Tumbaco
Demanda S/E [kW]
Dem
anda
EE
Q [
MW
]
250 300 350 400 450 500 5500
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000Correlación EEQ-S/E San Antonio
Demanda S/E [kW]
Dem
anda
EE
Q [
MW
]
CORRELACIÓN DE CURVAS DE DEMANDA HORARIAS DE LA EEQ CON S/E FERIADOS
250 300 350 400 450 500 5500
1
2
3
4
5x 10
4
Demanda S/E [kW]
Dem
anda
EE
Q [
MW
]Correlación EEQ-S/E Cotocollao=0.90457
Correlación EEQ-S/E Tumbaco=0.97416
Correlación EEQ-S/E San Antonio=0.1407
Correlación EEQ-S/E Cotocollao
Correlación EEQ-S/E Tumbaco
Correlación EEQ-S/E San Antonio
131
4.2.1.3. Determinación del alimentador con curva similar a la EEQ.
Como se ha mencionado la inclusión de demanda por recarga de VE’s se hará en la
curva horaria de demanda de un alimentador, este alimentador como se determinó en
el inciso 4.2.1.2. debe pertenecer a la S/E Cotocollao, con los datos mostrados en la
Tabla 4.1. el alimentador que será estudiado es el 19G y presenta los siguientes datos;
tiene un consumo de energía por clientes residenciales del 88% de su totalidad, consta
de 19.857 usuarios residenciales siendo el 93% del total de ellos.
La Figura 4.13. muestra las diferentes curvas de demanda horaria del alimentador 19G
en las cuales se procederá a incluir la demanda por la recarga de VE’s.
Figura 4.13. Curvas horarias de demanda Alimentador 19G S/E Cotocollao.[46]
4.2.2. GENERACIÓN DE LA CURVA DE RECARGA DE VE’s
Como se mencionó la curva de carga de un VE dependerá del tipo de VE disponible
comercialmente para el consumidor y de un % de SOC.
4.2.2.1. Determinación del Tipo de VE.
Es importante tener en cuenta la curva de carga de la batería para las diferentes
tecnologías que tiene cada VE considerado para el estudio. Las características y
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA MARZO FIN DE SEMANA
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO DÍA LABORABLE
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA AGOSTO FIN DE SEMANA
ALIMENTADOR 19G
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
CURVA HORARIA DE DEMANDA FEBRERO FERIADO
132
parámetros de los VE’s a simular se sintetizan en la Tabla 4.3. y 4.4., estos parámetros
han sido obtenidos de las hojas de datos de los fabricantes de dichas baterías. Se
debe resaltar que ciertos parámetros pueden sufrir alteraciones debido a los avances
tecnológicos que se dan diariamente, sin embargo, las simulaciones se regirán a los
valores mostrados.
Tabla 4.3. Parámetros de una celda de batería para los VE’s a simular.[38]
Parámetros Valor Unidad 56788 4,2 V
59:; 3,7 V
5<=> 3,5 V
?9:; 0,6 H
?<=> 0,9 H
I 1,0C A
R 5,5 mΩ
Q 5 Ah
Tabla 4.4. Parámetros de construcción de una batería para VE a simular.[38] Vehículos Eléctricos
Mini
Mini-E
Mitsubishi
I-MIEV
Tesla
Tesla
Smart
Fortwo
Toyota
Plug-in Prius
Pa
rám
etr
os
Nº de Celdas 102 88 101 92 55
Q [Ah] 92 50 141 41 25
V [V] 380 330 375 340 201
Q [kWh] 35 16 53 14 5
R [Ω] 0,3049 0,484 0,197 0,6171 0,605
A 61,2 52,8 60,6 55,2 33
B 0,04658 0,08571 0,0304 0,10453 0,17143
Para determinar las curvas de carga de los vehículos eléctricos se utilizará el modelo
desarrollado en el capítulo 2.3.4.2.3. obteniéndose las diferentes curvas mostradas en
la Figura 4.14.
133
Figura 4.14. Curvas de recarga de los 5 VE’s a simular.
Para determinar los cambios que se tienen en los diferentes escenarios es importante
establecer que se tenga la misma distribución del tipo de VE para cada uno de ellos.
El número de cada tipo de VE deberá ser el mismo para cada escenario de simulación,
esta variable no será escogida aleatoriamente se determinará a partir de la capacidad
del VE de acuerdo a la distancia que deberá recorrer diariamente, en la Figura 4.15.
se muestra la función de distribución lognormal la cual ayudara a determinar esta
variable.
Figura 4.15. Función de distribución lognormal para determinar el tipo de VE.[54]
0 2 4 6 8200
250
300
350
400
450
500Voltaje de carga de 5 VE
tiempo [h]
Vol
taje
[V
]
0 2 4 6 80
5
10
15Corriente de carga de 5 VE
tiempo [h]
Cor
rient
e [A
]
0 2 4 6 80
1000
2000
3000
4000
5000
6000Potencia de carga de 5 VE
tiempo [h]
Pot
enci
a [W
]
MINI-E
Mitsubishi I-MIEV
Tesla TeslaSmart Fortwo
Toyota Prius
134
4.2.2.2. Análisis del % de SOC.
La determinación del % de SOC es compleja pues existen una infinidad de variables
que se suman en el consumo de la batería, al ser complejo la determinación de cada
una de ellas se pueden realizar estudios posteriores más detallados, para propósitos
de nuestro estudio se considera la distancia recorrida del VE para determinar el %
SOC inicial antes de cada recarga.
4.2.2.2.1. Distancia recorrida de un VE.
Debido a los hábitos de uso del VE de cada uno de sus usuarios es difícil determinar
la distancia que recorre diariamente cada uno de ellos, para efectos de la simulación
esta variable será escogida aleatoriamente entre un rango donde sea más probable
esos valores.
En Ecuador no existen estudios de movilidad detallados que nos permitan establecer
un rango de distancia recorrida por un vehículo diariamente por lo que es necesario
obtener estos datos de estudios en ciudades con similares características a la ciudad
de Quito.
Se ha observado en los diferentes estudios que la distancia recorrida de un VE se
maneja por una función de distribución logarítmica como se observa en la Figura 4.16.
Figura 4.16. Función de distribución logarítmica de distancia recorrida por un VE.[54]
135
Al establecer que la distancia está determinada por una función de distribución
logarítmica se procede a determinar las diferentes variables de acuerdo a la ecuación
2.47 en donde la media y varianza para nuestro estudio corresponden a 7(@) = 22.4
y V(@)s = 12.2s millas respectivamente, con estos datos se procede a graficar nuestra
función de distribución logarítmica de la distancia en millas con su respectiva densidad
de probabilidad mostrada en la Figura 4.17.
Figura 4.17. Densidad de probabilidad en función de la distancia.
Una vez establecida la densidad de probabilidad se procede a determinar el % de SOC
en función de esta, con la siguiente ecuación:[54]
j'!- = -1 u oc-B- (8.1)
Donde:
e<-7H?@AEGHA--CHAFHA-SAE3KACA. C<-VE3FDíA-G>E?^SHCA-T>F-SHBBA-?3-F3BAGH>EA-G>E-B>?-YáNH@>?-C3-SAE3K>.- ,<-63ECHSH3E@>-G>E?@AE@3-C3-3JHGH3EGHA. <-ÞúS3F>-C3-CíA?-3E@F3-C>?-GAFDA?.- g,<-63TF3?3E@A-BA-GATAGHCAC-C3-F3BAGHóE-C3-BA-NA@3FíA.
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000
0.005
0.01
0.015
0.02
0.025
0.03
0.035
0.04
0.045
0.05
Distancia [millas]
Den
sida
d de
Pro
babi
lidad
136
gD<-V?-3B-G>E?^S>-CHAFH>-C3-BA-NA@3FHA. Para nuestro caso estas variables serán: E = xfdi2
E = 2 ; se considera vehículos de uso privado y se recargan pasando un día.
Con esto se obtiene el SOC en función de la densidad de probabilidad y que está en
función de la distancia recorrida por un vehículo, se observa esta función de
distribución en la Figura 4.18.
Figura 4.18. SOC en función de la densidad de probabilidad.
4.2.3. INCLUSIÓN DE LA DEMANDA POR VE’s A LA CURVA HORARIA DE
DEMANDA DEL ALIMENTADOR.
Para la inclusión de la demanda por concepto de recarga de VE’s es necesario
establecer diferentes escenarios y así observar los cambios que en cada uno de ellos
se puedan dar, cada escenario establecerá un distinto porcentaje de inclusión de VE’s
relacionados con los usuarios asociados a la curva de demanda del alimentador
seleccionado para el estudio, además de la hora de inicio de recarga del VE.
Para validar los resultados propuestos en la simulación es necesario realizar varias
simulaciones de tal manera que los resultados obtenidos tengan un gran porcentaje
de confiabilidad, para ello se realiza un análisis mediante el método de Monte Carlo
para determinar el número de simulaciones a realizar en cada caso.
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 10
0.005
0.01
0.015
0.02
0.025
0.03
0.035
0.04
0.045
0.05
% SOC [p.u.]
Den
sida
d de
Pro
babi
lidad
137
4.2.3.1. Determinación del número de VE’s a simular.
El número de VE’s que se considerarán en las simulaciones es importante ya que los
posibles resultados que se obtendrán están en función de estos de acuerdo a la
cantidad de energía que consuma el VE en su recarga.
Para determinar los VE’s que serán incluidos en cada uno de los casos de estudio se
analizan diferentes datos proporcionados de la zona de concesión de la EEQ, entre
esos datos están.[55]
· En Ecuador el promedio de vehículos por cada 1000 habitantes es de 63, mientras
que en Quito siendo ciudad del área de concesión de la EEQ este promedio es de
174 vehículos.
· El 85,81% de vehículos en Pichincha (se excluyen motocicletas) se consideran de
uso particular, es decir los usuarios de estos vehículos tienen un consumo de
energía eléctrico del sector residencial.
· En Pichincha un hogar está conformado en promedio por 3,54 personas.
Con las estadísticas proporcionadas en los puntos anteriores se tiene que la
probabilidad de que una familia que en nuestro caso se considera un cliente residencial
disponga de un vehículo particular es del 52,86%, con esto y con los datos
proporcionados de la EEQ se procede a determinar el número de VE’s a considerarse
en las simulaciones.
Para tener más argumentos a la hora de discutir los resultados de las simulaciones se
prevé establecer tres escenarios con diferentes porcentajes de inclusión de VE’s, en
muchos de los estudios analizados para el trabajo estos porcentajes son el 15 , 30 y
50%, pero para tener resultados más objetivos entorno a nuestro país se consideran
porcentajes mucho menores considerando otros proyectos similares de cambio de
consumo de energía eléctrica como el uso de cocinas de inducción estos porcentajes
serán el 5, 10 y 15% respectivamente.
En la Tabla 4.5. se detalla el número de VE’s a considerarse en las simulaciones de
acuerdo a los escenarios considerados.
138
Tabla 4.5. Detalle del número de VE’s en escenarios de simulación.[46]
Área de análisis Número de usuarios
residenciales
Número de VE’s
5 [%] 10 [%] 15 [%]
Alimentador 19G 19.857 525 1.050 1.574
S/E Cotocollao 78.714 2.080 4.161 6.241
Empresa Eléctrica Quito 936.293 24.746 49.492 74.239
Para visualizar los resultados se unificará el consumo de VE’s y consumo actual del
alimentador, para posteriormente interpolar y llegar a medir el impacto a nivel de
subestación, empresa eléctrica y/o ciudad en todos los escenarios propuestos.
4.2.3.2. Determinación de escenarios de acuerdo al horario de recarga del VE.
Los diferentes estudios que han servido como referencia al presente muestran
diferentes escenarios de acuerdo a la hora de inicio de recarga del VE, nuestro estudio
presentará 3 escenarios para poder diferenciar y apreciar los resultados.
El primer escenario considera el inicio de recarga del VE sin restricción es decir la hora
de inicio de recarga del VE puede ser a cualquier hora del día.
El segundo escenario tiene una restricción de inicio de recarga del VE, se considera la
hora en la que el usuario se encuentra en su hogar como inicio de recarga y esta
recarga finalizará en la hora de salida del usuario de su hogar, se considera al usuario
un trabajador de 8 horas diarias entonces el inicio de carga empezará desde las 19:00
horas y terminará alrededor de las 10:00 horas.
Finalmente, un tercer escenario considera el inicio de recarga a una hora en donde no
afecte la demanda por recarga del VE a la curva de demanda horaria, es decir que la
demanda por recarga del VE no afecte al pico de la curva de demanda del alimentador
en estudio ya que eso estaría fuera del alcance del objetivo del presente, se han
realizado diferentes simulaciones y se ha establecido que el intervalo de recarga del
VE para este escenario empieza a las 21:30 horas y terminara alrededor de las 08:30
horas del siguiente día.
139
4.2.3.3. Determinación del número de simulaciones mediante método de Monte Carlo.
La curva de recarga de “n” vehículos eléctricos puede cambiar cada vez que se realice
una simulación a pesar de que se utilice la misma cantidad de vehículos eléctricos y
con la misma distribución del tipo de VE.
Para entender el comportamiento de esta variable se analiza la potencia media
promedio y la desviación estándar para una gran cantidad de simulaciones y con una
gran cantidad de vehículos eléctricos.
Por tal razón, la Energía consumida estará en función de la potencia media obtenida
de las simulaciones.[56] V§5¨ = 5Û = rÔ 5Fr (8.2) La curva de la demanda media representa la curva promedio de “n” vehículos
eléctricos, además es la curva base para determinar la potencia de una flota entera de
VE’s.
Figura 4.19. Potencias de 500 VE’s en 100 simulaciones.
En la Figura 4.19. se muestra las 100 curvas de potencia para recarga de VE´s,
además de la curva promedio de las mismas considerando 500 VE en sus
simulaciones.
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000
0.2
0.4
0.6
0.8
1
1.2
1.4
1.6
1.8
intervalo de tiempo[15 min]
Pot
enci
a/ve
hìcu
lo [
kW]
100 Simulaciones 500 Vehículos Eléctricos
Potencia
Potencia Media
140
En la Figura 4.20. se procede a determinar la desviación estándar de las curvas de
demanda por recarga de VE’s, esta desviación nos permite determinar el número de
repeticiones necesarias para confiar en los resultados de demanda para VE’s.
Figura 4.20. Desviación estándar de 100 simulaciones para 500 VE’s.
Para n número de VE’s se realiza diferente número de simulaciones donde se puede
observar que la curva promedio de potencias en los diferentes casos son muy similares
como se muestra en la Figura 4.21.
Figura 4.21. Potencias medias de demanda para diferente número de simulaciones.
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000
0.2
0.4
0.6
0.8
1
1.2
1.4Desviación Estandar 100 Simulaciones 500 Vehículos Eléctricos
Des
viac
ión
Est
anda
r [%
]
intervalo de tiempo[15 min]
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000
0.2
0.4
0.6
0.8
1
1.2
1.4Potencia Media para diferente número de simulaciones
Pot
enci
a/ve
hìcu
lo [
kW]
intervalo de tiempo[15 min]
10 Simulaciones
50 Simulaciones100 Simulaciones
141
Las curvas de desviación estándar que se muestran en la Figura 4.22. muestran que
estas son similares en los diferentes casos de acuerdo al número de simulaciones
realizadas, estas desviaciones no superan el 2% y en mayor número de simulaciones
menor es este porcentaje de desviación estándar.
Figura 4.22. Curvas de desviación estándar para diferente número de simulaciones.
4.2.3.3.1. Extrapolación de Resultados.
Para poder simular una gran cantidad de VE’s es necesario disponer de un software
con una cantidad considerable de memoria y tiempo para desarrollar las simulaciones.
Es por ello que se ha realizado un sin número de simulaciones con una cantidad
limitada pero representativa de VE’s.
Figura 4.23. Curvas de potencia media para diferente número de VE’s.
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000
0.2
0.4
0.6
0.8
1
1.2
1.4Desviación Estandar Relativa para diferente número de simulaciones
Des
viac
ión
Est
anda
r [%
]
intervalo de tiempo [15 min]
10 Simulaciones
50 Simulaciones100 Simulaciones
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 1000
0.5
1
1.5Potencia Media (100 Simulaciones)
Pot
enci
a/ve
hìcu
lo [
kW]
intervalo de tiempo[15 min]
50 Vehículos
100 Vehículos500 Vehículos
142
Las curvas demuestran que la tendencia de la curva se mantiene sin tener en cuenta
el número de vehículos eléctricos a simular como se muestra en la Figura 4.23. Se
puede observar las diferencias que existen cuando se aumentan el número de
simulaciones o el número de VE’s, tanto en las curvas de potencia media como en las
de la desviación estándar, el número de VE’s se relacionan con el alimentador
considerado para el estudio donde se ha establecido que el número mínimo de VE’s a
simular es 525, esta cantidad de VE’s es considerable para tener resultados confiables.
Con esto se establece que para cada caso de estudio se realizará 100 simulaciones.
4.2.4. ANÁLISIS DE RESULTADOS INCLUSIÓN DE VE’s.
Las simulaciones que se presentan a continuación se basan en la metodología
propuesta en el capítulo 4.1. las simulaciones se realizan en la curva de demanda del
alimentador 19G que corresponden a la subestación Cotocollao. Para analizar de
mejor forma el impacto en la curva horaria de un alimentador la inclusión de recarga
de VE’s se aplican tres escenarios de estudio.
4.2.4.1. Escenario de Estudio 1.
En este escenario de estudio las curvas de recarga de VE’s no presentan ningún tipo
de restricción respecto a la hora que se considera como inicio de recarga del VE.
Figura 4.24. Curvas de potencia caso de estudio1, 5% de inclusión de VE’s.
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:45100
150
200
250
300
350
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
100 Simulaciones 525 Vehículos Eléctricos
Potencia
Potencia Media
143
En la Figura 4.24. se presenta como referencia las 100 repeticiones de las curvas de
potencia del 5% de inclusión de VE en el alimentador en estudio (525 VE) para el
primer caso donde se toma de referencia su curva promedio para poder incluirla a la
curva de demanda del alimentador, además en la Figura 4.25. se muestra el desvió
estándar para el caso de estudio considerado.
Figura 4.25. Desviación estándar caso de estudio 1, 5% de inclusión de VE’s.
4.2.4.1.1. Escenario de Estudio 1: Marzo Días Laborables.
Figura 4.26. Escenario 1: Marzo Días Laborables.
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450.22
0.23
0.24
0.25
0.26
0.27
0.28
0.29
0.3
0.31
0.32Desviación Estandar 100 Simulaciones 525 Vehículos Eléctricos
Des
viac
ión
Est
anda
r [%
]
tiempo [horas]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:452000
4000
6000
8000
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
] Fc=0.574
Marzo Días Laborales
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:45150
200
250
300
350
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Demanda Recarga 5%
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000Fc=0.584
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:45350
400
450
500
550
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Demanda Recarga 10%
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
5000
10000
Fc=0.592
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:45600
650
700
750
800
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Demanda Recarga 15%
Demanda Mensual
Carga VE
Demanda + Carga
Consumo Promedio Diario, Curvas de Recarga y Curvas con inclusión VE Marzo Días Laborales
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
5000
10000
Fc=0.608
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
144
4.2.4.1.2. Escenario de Estudio 1: Marzo Fines de Semana.
Figura 4.27. Escenario 1: Marzo Fines de Semana.
4.2.4.1.3. Escenario de Estudio 1: Agosto Días Laborables.
Figura 4.28. Escenario 1: Agosto Días Laborables.
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:452000
4000
6000
8000
tiempo [horas]P
ote
nci
a [k
W]
Fc=0.647
Marzo Fines de Semana
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:45100
150
200
250
300
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Demanda Recarga 5%
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000
Fc=0.68
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:45300
400
500
600
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Demanda Recarga 10%
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000
Fc=0.717
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:45600
650
700
750
800
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Demanda Recarga 15%
Demanda Mensual
Carga VE
Demanda + Carga
Consumo Promedio Diario, Curvas de Carga VE y Curvas con Inclusión de VE Marzo Fines de Semana
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000
Fc=0.749
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:452000
4000
6000
8000
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Fc=0.586
Agosto Días Laborales
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:45180
200
220
240
260
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Demanda Recarga 5%
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000
Fc=0.599
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:45300
400
500
600
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Demanda Recarga 10%
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000Fc=0.607
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:45500
600
700
800
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Demanda Recarga 15%
Demanda Mensual
Carga VE
Demanda + Carga
Consumo Promedio Diario, Curvas de Recarga y Curvas con inclusión VE Agosto Días Laborales
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
5000
10000
Fc=0.627
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
145
4.2.4.1.4. Escenario de Estudio 1: Agosto Fines de Semana.
Figura 4.29. Escenario 1: Agosto Fines de Semana.
4.2.4.1.5. Escenario de Estudio 1: Febrero Feriados.
Figura 4.30. Escenario 1: Febrero Feriados.
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:452000
4000
6000
8000
tiempo [horas]P
ote
nci
a [k
W]
Fc=0.615
Agosto Fines de Semana
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:45150
200
250
300
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Demanda Recarga 5%
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000
Fc=0.651
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:45400
450
500
550
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Demanda Recarga 10%
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000
Fc=0.682
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:45600
650
700
750
800
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Demanda Recarga 15%
Demanda Mensual
Carga VE
Demanda + Carga
Consumo Promedio Diario, Curvas de Carga VE y Curvas con Inclusión de VE Agosto Fines de Semana
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000
Fc=0.719
tiempo [horas]P
ote
nci
a [k
W]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:452000
4000
6000
8000
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Fc=0.614
Febrero Feriados
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:45150
200
250
300
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Demanda Recarga 5%
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000
Fc=0.648
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:45350
400
450
500
550
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Demanda Recarga 10%
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000
Fc=0.681
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:45600
650
700
750
800
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Demanda Recarga 15%
Demanda Mensual
Carga VE
Demanda + Carga
Consumo Promedio Diario, Curvas de Carga VE y Curvas con Inclusión de VE Febrero Feriado
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000
Fc=0.717
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
146
4.2.4.2. Escenario de Estudio 2.
En este escenario se considera fijar un horario de inicio y fin de la recarga del VE,
estos horarios son 19:00 y 10:00 horas respectivamente, siendo estos tomados como
horarios donde el usuario se encuentra en su hogar, en la Figura 4.31. se muestra la
potencia de las 100 repeticiones y la curva promedio considerada para este caso.
Figura 4.31. Curvas de potencia caso de estudio 2, 5% de inclusión de VE’s.
En la Figura 4.32.se muestra la curva que representa la desviación estándar de las
potencias de demanda.
Figura 4.32. Desviación estándar caso de estudio 2, 5% de inclusión de VE’s.
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
100
200
300
400
500
600
700
800
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
100 Simulaciones 525 Vehículos Eléctricos
Potencia
Potencia Media
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
0.2
0.4
0.6
0.8
1
1.2
1.4Desviación Estandar 100 Simulaciones 525 Vehículos Eléctricos
Des
viac
ión
Est
anda
r [%
]
tiempo [horas]
147
4.2.4.2.1. Escenario de Estudio 2: Marzo Días Laborables.
Figura 4.33. Escenario 2: Marzo Días Laborables.
4.2.4.2.2. Escenario de Estudio 2: Marzo Fines de Semana.
Figura 4.34. Escenario 2: Marzo Fines de Semana.
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:452000
4000
6000
8000
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
] Fc=0.574
Marzo Días Laborales
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
200
400
600
800
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Demanda Recarga 5%
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000Fc=0.582
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
500
1000
1500
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Demanda Recarga 10%
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
5000
10000
Fc=0.593
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
1000
2000
3000
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Demanda Recarga 15%
Demanda Mensual
Carga VE
Demanda + Carga
Consumo Promedio Diario, Curvas de Recarga y Curvas con inclusión VE Marzo Días Laborales
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
5000
10000
Fc=0.602
tiempo [horas]P
ote
nci
a [k
W]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:452000
4000
6000
8000
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Fc=0.647
Marzo Fines de Semana
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
200
400
600
800
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Demanda Recarga 5%
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000
Fc=0.68
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
500
1000
1500
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Demanda Recarga 10%
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000
Fc=0.715
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
1000
2000
3000
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Demanda Recarga 15%
Demanda Mensual
Carga VE
Demanda + Carga
Consumo Promedio Diario, Curvas de Carga VE y Curvas con Inclusión de VE Marzo Fines de Semana
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000
Fc=0.75
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
148
4.2.4.2.3. Escenario de Estudio 2: Agosto Días Laborables.
Figura 4.35. Escenario 2: Agosto Días Laborables.
4.2.4.2.4. Escenario de Estudio 2: Agosto Fines de Semana.
Figura 4.36. Escenario 2: Agosto Fines de Semana.
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:452000
4000
6000
8000
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Fc=0.586
Agosto Días Laborales
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
200
400
600
800
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Demanda Recarga 5%
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000
Fc=0.6
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
500
1000
1500
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Demanda Recarga 10%
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000Fc=0.604
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
500
1000
1500
2000
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Demanda Recarga 15%
Demanda Mensual
Carga VE
Demanda + Carga
Consumo Promedio Diario, Curvas de Recarga y Curvas con inclusión VE Agosto Días Laborales
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
5000
10000
Fc=0.61
tiempo [horas]P
ote
nci
a [k
W]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:452000
4000
6000
8000
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Fc=0.615
Agosto Fines de Semana
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
200
400
600
800
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Demanda Recarga 5%
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000
Fc=0.647
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
500
1000
1500
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Demanda Recarga 10%
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000
Fc=0.683
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
1000
2000
3000
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Demanda Recarga 15%
Demanda Mensual
Carga VE
Demanda + Carga
Consumo Promedio Diario, Curvas de Carga VE y Curvas con Inclusión de VE Agosto Fines de Semana
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000
Fc=0.714
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
149
4.2.4.2.5. Escenario de Estudio 2: Febrero Feriados.
Figura 4.37. Escenario 2: Febrero Feriados.
4.2.4.3. Escenario de Estudio 3.
El escenario 3 es una mejora al escenario 2, prácticamente se elimina la hora de
recarga de tal forma que no afecte el pico mayor del día de consumo, para ello se
traslada la hora inicial de carga a las 21:30 horas y finalizará a las 08:30 horas.
Figura 4.38. Curvas de potencia caso de estudio 3, 5% de inclusión de VE’s.
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:452000
4000
6000
8000
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Fc=0.614
Febrero Feriados
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
200
400
600
800
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Demanda Recarga 5%
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000
Fc=0.646
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
500
1000
1500
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Demanda Recarga 10%
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000
Fc=0.683
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
500
1000
1500
2000
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Demanda Recarga 15%
Demanda Mensual
Carga VE
Demanda + Carga
Consumo Promedio Diario, Curvas de Carga VE y Curvas con Inclusión de VE Febrero Feriado
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000
Fc=0.715
tiempo [horas]P
ote
nci
a [k
W]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
200
400
600
800
1000
1200
tiempo [horas]
Pot
enci
a [k
W]
100 Simulaciones 525 Vehículos Eléctricos
Potencia
Potencia Media
150
En la Figura 4.38. se muestra las potencias para cada una de las simulaciones
realizadas para el caso de estudio 3 con el 5% de inclusión de VE’s y la potencia
promedio que se incluirá en la curva de demanda inicial del alimentador en estudio.
En la Figura 4.39. se muestra el desavío estándar presentado por las potencias en el
caso de estudio 3 con el 5% de inclusión de VE’s.
Figura 4.39. Desviación estándar caso de estudio 3, 5% de inclusión de VE’s.
4.2.4.3.1. Escenario de Estudio 3: Marzo Días Laborables.
Figura 4.40. Escenario 3: Marzo Días Laborables.
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9Desviación Estandar 100 Simulaciones 525 Vehículos Eléctricos
Des
viac
ión
Est
anda
r [%
]
tiempo [horas]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:452000
4000
6000
8000
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
] Fc=0.574
Marzo Días Laborales
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
500
1000
1500
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Demanda Recarga 5%
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000
Fc=0.6
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
1000
2000
3000
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Demanda Recarga 10%
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000
Fc=0.631
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
1000
2000
3000
4000
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Demanda Recarga 15%
Demanda Mensual
Carga VE
Demanda + Carga
Consumo Promedio Diario, Curvas de Recarga y Curvas con inclusión VE Marzo Días Laborales
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000
Fc=0.656
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
151
4.2.4.3.2. Escenario de Estudio 3: Marzo Fines de Semana.
Figura 4.41. Escenario 3: Marzo Fines de Semana.
4.2.4.3.3. Escenario de Estudio 2: Agosto Días Laborables.
Figura 4.42. Escenario 3: Agosto Días Laborables.
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:452000
4000
6000
8000
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Fc=0.647
Marzo Fines de Semana
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
500
1000
1500
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Demanda Recarga 5%
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000
Fc=0.68
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
1000
2000
3000
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Demanda Recarga 10%
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000
Fc=0.71
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
1000
2000
3000
4000
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Demanda Recarga 15%
Demanda Mensual
Carga VE
Demanda + Carga
Consumo Promedio Diario, Curvas de Carga VE y Curvas con Inclusión de VE Marzo Fines de Semana
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000
Fc=0.749
tiempo [horas]P
ote
nci
a [k
W]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:452000
4000
6000
8000
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Fc=0.586
Agosto Días Laborales
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
500
1000
1500
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Demanda Recarga 5%
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000
Fc=0.613
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
1000
2000
3000
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Demanda Recarga 10%
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000
Fc=0.644
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
1000
2000
3000
4000
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Demanda Recarga 15%
Demanda Mensual
Carga VE
Demanda + Carga
Consumo Promedio Diario, Curvas de Recarga y Curvas con inclusión VE Agosto Días Laborales
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000
Fc=0.671
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
152
4.2.4.3.4. Escenario de Estudio 3: Agosto Fines de Semana.
Figura 4.43. Escenario 3: Agosto Fines de Semana.
4.2.4.3.5. Escenario de Estudio 3: Febrero Feriados.
Figura 4.44. Escenario 3: Febrero Feriados.
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:452000
4000
6000
8000
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Fc=0.615
Agosto Fines de Semana
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
500
1000
1500
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Demanda Recarga 5%
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000
Fc=0.647
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
1000
2000
3000
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Demanda Recarga 10%
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000
Fc=0.68
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
1000
2000
3000
4000
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Demanda Recarga 15%
Demanda Mensual
Carga VE
Demanda + Carga
Consumo Promedio Diario, Curvas de Carga VE y Curvas con Inclusión de VE Agosto Fines de Semana
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000
Fc=0.708
tiempo [horas]P
ote
nci
a [k
W]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:452000
4000
6000
8000
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Fc=0.614
Febrero Feriados
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
500
1000
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Demanda Recarga 5%
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000
Fc=0.645
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
1000
2000
3000
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Demanda Recarga 10%
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000
Fc=0.685
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
1000
2000
3000
4000
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
Demanda Recarga 15%
Demanda Mensual
Carga VE
Demanda + Carga
Consumo Promedio Diario, Curvas de Carga VE y Curvas con Inclusión de VE Febrero Feriado
00:00 05:00 10:00 15:00 20:00 23:450
2000
4000
6000
8000
Fc=0.715
tiempo [horas]
Po
ten
cia
[kW
]
153
4.2.4.4. Resultados inclusión de VE’s.
El impacto de la inclusión de VE’s a un sistema eléctrico de distribución dependerá
exclusivamente de la cantidad de vehículos que se recarguen a cierta hora, es por ello
que se han realizado escenarios que permitan variar aleatoriamente la hora de
recarga. Los horarios de recarga establecidos empíricamente son una forma aleatoria
para indicar cómo puede afectar al sistema de distribución el no imponer normativas
y/o horarios de recarga, para comprender los resultados se realiza un análisis técnico,
económico y normativo.
4.2.4.4.1. Análisis Técnico.
Dos formas que permiten evaluar el impacto de los VE’s es la distorsión que sufrirá la
curva horaria de demanda y la variación del Factor de Carga. En la Tabla 4.6. se
resumen los factores de carga antes y después de cada uno de los escenarios de
estudio y la distorsión de la curva se observa en cada una de las figuras presentadas.
Tabla 4.6. Factores de Carga diferentes escenarios de estudio.
Factor de Carga Inicial
Factor de Carga Final
5% 10% 15%
Escenario 1
Invierno (marzo)
Días Laborables 0,574 0,584 0,592 0,608
Fines de Semana 0,647 0,680 0,717 0,749
Verano (agosto)
Días Laborables 0,586 0,599 0,607 0,627
Fines de Semana 0,615 0,651 0,682 0,719
Feriado Carnaval 0,614 0,648 0,681 0,717
Escenario 2
Invierno (marzo)
Días Laborables 0,574 0,582 0,593 0,602
Fines de Semana 0,647 0,680 0,715 0,750
Verano (agosto)
Días Laborables 0,586 0,600 0,604 0,610
Fines de Semana 0,615 0,647 0,683 0,714
Feriado Carnaval 0,614 0,646 0,683 0,715
Escenario 3
Invierno (marzo)
Días Laborables 0,574 0,600 0,631 0,656
Fines de Semana 0,647 0,680 0,710 0,749
Verano (agosto)
Días Laborables 0,586 0,613 0,644 0,671
Fines de Semana 0,615 0,647 0,680 0,708
Feriado Carnaval 0,614 0,645 0,685 0,715
154
La variación del factor de carga en cada uno de los escenarios de estudio es positiva,
los resultados son muy similares por lo que se podría considerar cualquier de los casos
para seguir su estudio.
El caso de estudio que se seguirá considerando es el 3 ya que este considera la no
variación de su curva de demanda en las horas pico con esto evitamos un estudio
técnico en la repotenciación de las estructuras de transmisión y distribución.
Con esto en la Tabla 4.7. se presentan los nuevos factores de carga a nivel de
subestación considerando el porcentaje de usuarios residenciales y el incremento del
factor de carga por inclusión de VE’s.
Tabla 4.7. Factores de Carga escenario de estudio 3 a nivel de subestación.
Factor de Carga Inicial
Factor de Carga Final
5% 10% 15%
Invierno (marzo)
Días Laborables 0,679 0,699 0,724 0,744
Fines de Semana 0,694 0,717 0,739 0,767
Verano (agosto)
Días Laborables 0,694 0,715 0,740 0,761
Fines de Semana 0,620 0,642 0,664 0,683
Feriado Carnaval 0,674 0,697 0,727 0,749
4.2.4.4.2. Análisis Económico.
Para el año 2016 la Empresa Eléctrica Quito tiene alimentadores, transformadores y
subestaciones que están cercanos a sus límites máximos, es por ello que la inclusión
de Vehículos Eléctricos implica un gran costo para repotenciar subestaciones,
reemplazar líneas de transmisión, reemplazar transformadores, instalar medidores de
energía dedicados para la carga de VE’s.
La Agencia de Regulación y Control de Electricidad en El Pliego Tarifario Para
Empresas Eléctricas determina la instalación de un medidor con registrador de
demanda horaria para aquellas personas que tengan un Vehículo Eléctrico, el objetivo
es determinar los periodos de consumo y a partir de estos generar tarifas adecuadas
para la facturación del servicio.
155
En tal virtud la Empresa Eléctrica de distribución determinará el costo del servicio en
función de los siguientes criterios:
· Un costo por comercialización.
· Un costo por Demanda facturable, multiplicada por un factor de corrección.
· Un costo por energía utilizada en horas pico (18:00-22:00)
· Un costo por energía utilizada en horas de consumo medio (8:00-18:00).
Representa al 80% del costo en horas pico.
· Un costo por energía utilizada en horas base (22:00-08:00). Representa al 50% del
costo en horas pico.
4.2.4.4.3. Análisis Normativo.
A través del ARCONEL se han dispuesto las normas que se deben cumplir para la
inclusión de Vehículos Eléctricos:
· Resolución No. ARCONEL-038/15.
· Ley Orgánica del Servicio Público de Energía Eléctrica.
Con las normas mencionadas en los documentos mencionados se debe lograr una
correcta transición en la inclusión de VE’s.
4.2.5. PROPUESTA DE MECANISMOS DE INCLUSIÓN DE VE’s.
La siguiente propuesta se basa en función de los resultados obtenidos en
simulaciones, así como los criterios económicos, normativos, y técnicos que se han
hecho mención. Los mecanismos para una correcta inclusión se los explicará en dos
aspectos: comercial-económico y técnico.
4.2.5.1. Aspectos Comercial-Económico.
Los aspectos comercial-económico para la correcta inclusión de VE’s son:
· Establecer una amplia gama de vehículos eléctricos que sean óptimos y que
puedan circular en nuestro medio.
156
· Promocionar VE’s, a través de campañas de socialización, medios de prensa,
redes sociales, entre otros.
· Promover facilidades de pago, generar beneficios económicos, sociales, a las
personas que obtén por adquirir un VE.
· Generar conciencia social sobre el bajo rendimiento de los autos de combustión
interna y compararlos a los de VE’s.
4.2.5.2. Aspectos Técnicos.
Los aspectos técnicos para la inclusión de VE’s corresponden a la Empresa Eléctrica
de Distribución y estos son:
· Determinar lugares óptimos y de gran proyección para la inclusión de vehículos
eléctricos.
· Repotenciar el sistema de distribución paulatinamente, en función del crecimiento
de VE’s.
· Garantizar un correcto y adecuado suministro de energía eléctrica que permita un
buen desempeño en los periodos de carga.
· Realizar una constante evaluación de las redes primarias, y secundarias de energía
eléctrica para evitar el incremento en pérdidas técnicas como no técnicas.
· Utilizar dispositivos de medición de energía horaria para una correcta medición y
facturación del consumo por recarga de vehículos.
· Realizar estudios de proyección de inclusión de vehículos eléctricos para preparar
al sistema para un incremento de carga.
157
CAPÍTULO 5
ANÁLISIS FINAL, CONCLUSIONES, RECOMENDACIONES
Y REFERENCIAS.
En el presente capítulo se analizará de forma global los resultados obtenidos de cada
una de las propuestas desarrolladas en los capítulos 3 y 4 respectivamente, se
propondrá además conclusiones y recomendaciones basadas al estudio realizado y
finalmente se presentan las referencias usadas en el desarrollo del mismo.
5.1. ANÁLISIS FINAL.
Con los resultados propuestos en cada uno de los estudios realizados tanto en la
inclusión de VE’s como en la propuesta de un nuevo esquema de tarifación se procede
a incluir estos en una curva horaria de demanda para así poder observar resultados a
nivel de distribuidora y tener una idea de lo que pueda suceder en el Ecuador con
propuestas de programas que se encaminan hacia la eficiencia energética.
Tabla 5.1. FC final considerando los programas propuestos.
FC inicial EEQ
Variación FC residencial EEQ [%]
Variación FC industrial EEQ
[%]
FC final EEQ
5% 10% 15% 5% 10% 15%
0,750 2,168 4,879 7,047 12,225 0,858 0,878 0,895
0,728 2,440 4,773 7,743 6,958 0,796 0,813 0,835
0,765 2,227 4,879 7,107 13,801 0,888 0,908 0,925
0,746 2,612 5,224 7,480 13,537 0,866 0,886 0,903
0,729 2,512 5,788 8,191 11,013 0,828 0,851 0,869
158
El objetivo del presente estudio es mejorar el factor de carga por ello se hace hincapié
a los resultados que se obtuvieron en esta variable, para interpretar los resultados en
la curva horaria de demanda de la EEQ se interpola los resultados en cada uno de los
sectores que afecta cada programa propuesto, adicional se considera los tres
escenarios de porcentaje de inclusión de VE’s en el sector residencial.
La tabla 5.1. presenta la variación del FC que se podría obtener al combinar los dos
programas en estudio, en donde se puede observar que los factores de carga
obtenidos casi en su totalidad superan el 80% en el peor de sus escenarios.
5.2. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.
A lo largo del estudio se han obtenido diferentes resultados de los cuales se pueden
definir las siguientes conclusiones y recomendaciones.
· Es importante el estudio de programas como el de inclusión de VE’s y propuesta
de un nuevo esquema de tarifación horaria en el sector eléctrico ya que
actualmente existen un sinfín de propuestas encaminadas hacia la eficiencia
energética y cuidado del medio ambiente.
· Debido a que el sector industrial y sector residencial son los que tienen mayor
consumo de energía eléctrica es necesario planificar su consumo, por tal razón las
situaciones planteadas evidenciaron el impacto que sufrirán ambos sectores al
momento de la inclusión de vehículos eléctricos y un nuevo esquema tarifario,
Siendo estos positivos en ciertas condiciones y negativos en otras.
· El factor de carga permite determinar el uso eficiente de energía eléctrica, y
mediante la curva horaria de demanda se puede vislumbrar los picos y los valles
en los cuales se debería aumentar y disminuir carga respectivamente.
· En Ecuador se ha propuesto la inserción de VE’s al medio, pero no se ha
desarrollado de forma clara como hacerlo, este estudio ayudaría al usuario a tener
una idea de cómo hacerlo teniendo presente los pros y contra que conllevaría
adquirir un VE.
159
· El incremento de demanda por la recarga de un VE podría preocupar a la
distribuidora de energía, ya que se presentarían casos en donde se tendría que
repotenciar la estructura eléctrica para abastecer la demanda en mención, pero se
ha demostrado en un escenario de estudio que esto no afectaría si se controla de
manera eficiente el inicio y final de la recarga del VE.
· Los VE’s no solo se pueden comportar como carga en el sistema de distribución se
deberían realizar estudios más profundos para determinar qué tan viable sea en
Ecuador que el VE se comporte como fuente de energía, ya que es difícil proponer
este caso con la tecnología e ideología que tienen las personas actualmente sobre
el tema eléctrico.
· La inclusión de VE’s en ciudades con alta densidad de tráfico ayuda importante en
el tema de reducción de CO2.
· Se observo un incremento del factor de carga en los diferentes escenarios que se
presentaron en el estudio, como objetivo de estudio los resultados fueron positivos,
pero analizando más profundamente se observó que en los casos de estudio 1 y 2
la demanda para los VE’s afectaba directamente al pico de la demanda
concluyendo así que estos escenarios no serían viables pues entran en discusión
temas como: repotenciación de estructuras eléctricas, como suplir esa demanda,
costos de generación para esa demanda, entre otras.
· Proponer el 5, 10 y 15% de inclusión de VE´s son escenarios muy alentadores en
nuestro medio ya que han existido otros programas como el de las cocinas de
inducción que han tenido poco acogida, reducir estos porcentajes de inclusión de
VE no beneficiarían en mucho al sector eléctrico y por ello es importante campañas
que eduquen e impulsen el interés de las personas sobre los VE’s y su utilización.
· Determinar el estado de carga de un VE depende de una gran variedad de factores
tanto técnicos, sociales, ambientales, etc. Para ello se utiliza una curva de
distribución la cual permite encontrar un valor cercano a la realidad. Se recomienda
hacer simulaciones de VE’s entregando energía a la red (V2G), este estudio
permitirá determinar la eficiencia que se tendrá en el sistema de generación y
transmisión de energía eléctrica al disminuir carga.
160
· La propuesta de un nuevo esquema de tarifación horaria debe beneficiar tanto al
cliente como a la empresa distribuidora por ello es importante analizar todas las
variables que puedan afectar al costo de energía en los diferentes periodos de
tiempo y así garantizar un ahorro a los usuarios y a la vez tener un margen de
ganancia a la distribuidora.
· Es importante que una industria cuente con medidores inteligentes para facilitar la
obtención de información y analizar su comportamiento, los medidores inteligentes
pueden también ayudar para aplicar tarifas diferentes como son los diferentes
estudios de Demand Response aplicados en otros países.
· Cambiar la forma de producción de una industria es muy difícil por las formas
adoptadas de producción a lo largo de los años es importante incentivar el cambio
de actividades sin que esto afecte la producción y beneficios económicos para la
industria.
· El factor de carga en cada una de las industrias que se han considerado en el
estudio mejoraba, los beneficios que se tienen al usar eficientemente la energía
son muchos como el ahorro de la industria y el beneficio técnico para la
distribuidora, para lograr estos beneficios es importante del conocimiento del
funcionamiento de la industria y planificar eficientemente sus procesos de
producción.
· Un esquema de tarifación responde al crecimiento de consumo por parte del sector
industrial, que busca desarrollar mecanismos de eficiencia energética y tratar de
aprovechar al máximo la energía consumida diariamente.
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![[XLS]images.fedex.comimages.fedex.com/us/servicealerts/update/FedEx_Service... · Web view1040 3073 7032 10028 15940 2839 5340 20138 26704 6045 19805 20635 1041 3076 7033 10029 15946](https://img.pdfslide.us/doc/110x75/5aeca6687f8b9a90318e8d73/xls-view1040-3073-7032-10028-15940-2839-5340-20138-26704-6045-19805-20635-1041.jpg)
