Facultad Politécnica - Universidad Nacional de Asunción
Aranduka Vol. 3, nº 1 (Jul. 2012)
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Lost Load), en el presente caso es igual a 500
$/MWh. Es considerada una tasa de inflación
anual del 4%, tasa de descuento del 10% en
un horizonte de 10 años.Se pretende evaluar el
timing óptimo de ambas inversiones en base al
beneficio social incremental.
Con el fin de determinar el costo de operación
para el periodo de pico de carga en el horizonte
de inversión se realizan simulaciones de
flujo de potencia óptimo (DC- OPF), en un
modelo equivalente del ST paraguayo, para los
escenarios pre y post inversión, considerando
criterios de confiabilidad N-1. El DC-OPF se
calcula utilizando el software Matpower 4.0, el
cual es un paquete de simulación de sistemas de
potencia en ambiente MATLAB
34
. La diferencia
de costos entre ambos escenarios define el activo
subyacente que se evalúa a continuación.
3.1 Evaluación de opciones reales
Seguidamente, es realizada la evaluación
basada en el enfoque de opciones reales ya
expuesto anteriormente, valorando la opción
de diferimiento de la inversión. Son analizadas
ambas
alternativas
como
mutuamente
excluyentes.
La Tabla ,1 expone el valor de la opción de la
ejecución de cada alternativa de inversión para
cada año de la vigencia de la opción de inversión
para el estado tarifario actual de la CH Yacyretá
(YAC).
Tabla 1. E[npv (bsi)] de las alternativas 1 & 2
mutuamente excluyentes con precio de
yac=42$/MWh
Alt.
VPN [M$]
201320142015201620172018201920202021
Alt.
1
161916281640164616501645162116051493
Alt.
2
667
681
702
757
770
774
760
746
696
Se observa en la Tabla 1 que, considerando ambas
alternativas mutuamente excluyentes, aunque
ambas alternativas cuentan con un VPN positivo
(la decisión según los criterios tradicionales
sería invertir en el año 2013), la decisión óptima
es diferir la alternativa 1 hasta el año 2017.
3.2 Criterio de Decisión Robusta
Los estados de la naturaleza contemplados son
el costo de generación de la CH Yacyretá en,
YAC=20$/MWh y YAC=42$/MWh, para el
criterio de Hurwicz adoptamos el valor de α = 0,5
un valor medio entre los niveles de optimismo
y pesimismo, y para Laplace cada estado de la
naturaleza tendría probabilidad ocurrencia 0,5.
En la Tabla 2, son expuestos los resultados de la
aplicación de los criterios de decisión, para los
valores óptimos expuestos estimados mediante
la evaluación de opciones reales.
Tabla 2. Criterios de Decisión Robusta
Alterna-
tivas
CRITERIOS
Wald
Maximax
Hurwicz
Savage
Laplace
Alt. 1
1627,931650,281639,11
0,00
1639,11
Alt. 2
774,19
774,19
774,19
876,09
774,19
Puede finalmente concluirse que la alternativa
óptima según los criterios de Wald, Maximax,
Hurwicz, Savage y Laplace es la alternativa 1,
pues proporciona el mayor de los niveles de
seguridad, optimismo, la mayor de las medias
ponderadas para el valor de α seleccionado, el
valor nivel de arrepentimiento y el resultado
esperado máximo.
4. Conclusiones
Bajo el nuevo paradigma de la industria eléctrica,
la incertidumbre, la flexibilidad y robustez se han
convertido en factores claves en el desempeño de
un mercado eléctrico que impone el desarrollo
de nuevas metodologías y modelos de toma de
decisión en inversiones en infraestructura de la
red de transporte.
Este trabajo expone una metodología basada
en simulaciones estocásticas, opciones reales
y teoría de juegos contra la naturaleza capaz
de replicar el comportamiento estocástico del
desempeño de las inversiones y procesar tal
información de manera a realizar la ejecución
óptima de las alternativas de flexibilidad y
robustez estratégica para maximizar el beneficio
social del sistema.
La metodología fue aplicada al sistema eléctrico
paraguayo, donde fueron identificados patrones
relevantes para la evaluación de inversiones
bajo incertidumbre aleatoria (crecimiento
33
G. Fisherman, Monte Carlo: Concept, Algorithms and
Applications, vol. I. New York: Springer 1996, pp.
21-120.
34
R. D. Zimmerman, C. E. Murillo-Sánchez, y R. J.
Thomas, "MATPOWER Steady-State Operations,
Planning and Analysis Tools for Power Systems
Research and Education," Power Systems, IEEE
Transactions on, vol. 26, no. 1, pp. 12-19, Feb.
2011.