INTRODUCCIÓN AL SECTOR ELÉCTRICO COMPETITIVO

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1 INTRODUCCIÓN AL SECTOR ELÉCTRICO COMPETITIVO 3ra Parte El Mercado Mayorista de Energía Eléctrica Clase 2 FACULTAD DE INGENIERÍA UNIVERSIDAD DE LA REPÚBLICA

2 Plan de esta parte Clase 1: Conceptos generales Clase 2: Despacho económico Oferta Red de transporte Despacho económico Clase 3: Contratos y nuevo reglamento uruguayo Clase 4: Otros países y fallos del mercado

3 Sobre los costos de falla $ D Q

4 Caso con racionamiento $ D Q

5 Oferta en el MMEE

6 Centrales de generación Nucleares Térmicas carbón derivados del petróleo gas natural Hidroeléctricas Eólicas Otras renovables Generación distribuida

7 Centrales hidroeléctricas Centrales no controlables De pasada, sin embalse asociado Con embalse, cuya operación está definida por usos no energéticos del agua (riego, navegación, control de crecidas) Centrales controlables Con acumulación por bombeo

8 Centrales hidroeléctricas controlables Simples Capacidad de regulación Tipo regulador Compensador Permiten independizarse de los otros usos Se puede optimizar el salto Cascadas con varias centrales La erogación de agua afecta aguas abajo Pueden optimizarse por separado

9 Centrales hidroeléctricas, cont. La generación depende de Altura de caída Cota del embalse Cota aguas abajo Pérdidas en la tubería El caudal turbinado El rendimiento de la turbina (Kaplan, Pelton) Volumen erogado = Vol. Turbinado + Vol. Vertido Puede ser relevante el filtrado y la evaporación

10 Centrales hidroeléctricas: variabilidad de aportes Muy importante en Uruguay Dependiente de la estación del año Salto Grande (potencia uruguaya 945 MW) Aportes entre 200 y m3/seg, necesita 8000 (si no hay problema de potencia) Enero 98: medio >15.000, en semana 1 Enero 45: medio< 200, 140 en semana 4

11 Variabilidad de aportes, cont. Río Negro 3 centrales: Terra, Baygorria y Palmar potencia total 590 MW Aporte medio en enero 1998: 4000 m3/seg Aporte medio en enero 1996: casi nulo En otros países: ríos de montaña Los aportes son más predecibles por el deshielo

12 Centrales hidro: valor del agua Valor de oportunidad del ahorro de costos futuros de generación térmica y falla Depende de los escenarios de aportes (propios y de los demás embalses) Depende de precios y del despacho Los puede determinar un planificador central (el ISO) el dueño de la central el dueño, en una banda dada por el ISO

13 Valor del agua: Ejemplo Agua gratis 40 $ 80 $ Demanda Hoy: 1 u. 1 u. 1 u. 1 u. 1 u. 1 u. Mañana: Escenario seco (prob. P): Escenario lluvioso (1-P): No hay aporte de agua Aporte de agua 1 u. Problema: Uso el agua hoy, o la guardo para usar mañana? Qué ahorro futuro tengo si guardo una unidad de agua?

14 Ejemplo, cont. Hoy Estado final Mañana, Seca Mañana, Llueve Costo esperado Uso lago del lago Uso lago Costo Uso lago Costo Hoy Mañana Total L=0 2 L=2 0 L= L=1 1 L=1 40 L= L=2 0 L=0 120 L= Valor de 1 unidad adicional de agua al final de hoy (P=0.5) Estado Valor lago $/u

15 Ejemplo, cont. 2 El valor de la unidad adicional de agua depende de El volumen de agua en el embalse El instante de tiempo Valor al final de hoy Valor al principio de hoy. Cuánto vale? Ejercicio Los escenarios futuros y su probabilidad Cuánto vale con probabilidad de seca P=0.1? Ejercicio Los costos alternativos de producción

16 Coordinación de centrales hidro en cascada Coordinación centralizada, o Con contratos bilaterales entre centrales Considerando Tiempos de transporte entre embalses otros usos alternativos del agua control de crecidas restricciones de navegación Con otros países que comparten la cuenca

17 Centrales hidro en cascada Salida a riego Embalse regulador Empresa 1 Empresa 2 Empresa 3

18 Caso de Salto Grande Es una central binacional (945 MW de c/u) Hay que administrar el uso del recurso agua Problema de los vertidos: Si guardo agua y el otro no, tengo más Pero si llueve, pierdo mi plus Solución: administración por cota vista Problema de la variación del salto y coeficiente energético

19 Centrales hidroeléctricas: variabilidad de ingresos spot Salto Grande, ingresos por venta de la energía en el mercado spot Crónica seca (1917): 780 GWh, 43 MMUS$ Genera poco, pero vale mucho Crónica rica (1966): 5560 GWh, 42 MMUS$ Genera mucho, pero vale poco Crónica media (1989): 3450 GWh, 74 MMUS$ (Simulaciones con valores de 2001)

20 Centrales de generación térmica Nucleares Turbovapor Turbinas de gas Ciclos combinados Otras A tener en cuenta Inversión vs. Costo variable Tiempos de arranque Carga de base o de punta Variaciones en la potencia nominal (derating)

21 Derating Turbovapor Depende de la temperatura de la fuente fría (cambia el ciclo termodinámico) Turbinas de gas Depende de la densidad del aire (cambia la temperatura en la turbina) En la CTR: 113 MW con aire a MW con aire a 21

22 Costos de generación térmica Costos unitarios Consumo específico varía con el nivel potencia generada Los costos de combustible pueden tener incertidumbre dependen del almacenamiento pueden tener condiciones take or pay (gas) Costos de operación y mantenimiento Costos de prendidos y apagados Costos fijos Costos de inversión

23 Condiciones Take or Pay Contratos de suministro incluyen El producto (gas natural) La reserva de capacidad de transporte Elementos Cantidad máxima diaria (ej m3/día = 3.65 MMm3/año) Nominación diaria Porcentaje take or pay anual (ej. 80% = 2.92 MMm3/año) Recuperación (make up) de lo que se pagó de más Arrastre (carry forward) de lo consumida en el año por encima del take or pay Efecto en el plan de producción: costo variable esperado decreciente, según las expectativa de despacho

24 Transporte y servicios

25 Red de transporte Problema de la localización de oferta y demanda Pérdidas eléctricas y factores de nodo Congestión Precios locales Derechos de congestión Ingreso tarifario Proveniente de diferencias de precios nodales Se usa para la remuneración del transportista Vínculo con Brasil: conversión de frecuencia Confiabilidad: factor de adaptación de la potencia

26 Servicios asociados al despacho Control de tensión Reserva rotante Para regulación de frecuencia Para la seguridad del sistema (aleatorios de demanda, disponibilidad o contingencias) Reserva fría Otros servicios

27 Despacho económico

28 Objetivo Programación óptima de la operación Cumpliendo con la demanda en cada instante Minimizando costos De operación y falla Actuales y futuros (en valor esperado) Con criterio país Considerando todas las restricciones De operación De seguridad y calidad

29 Planificación y despacho Planificación de largo plazo Planificación de mediano plazo Planificación de corto plazo (predespacho) Despacho real

30 Planificación de largo plazo Horizonte y paso de tiempo Constante de tiempo de los embalses Condiciones de fin de juego Independencia del futuro: horizonte de varios años Validez semestral Paso de tiempo semanal Con postes de demanda Complejidad de cálculos Validez de las simplificaciones del modelo Validez de los resultados

31 LP: Uso de los resultados Gestión de grandes embalses Compras de combustibles Coordinación de grandes mantenimientos Cálculo de probabilidades de racionamiento

32 LP: Datos Previsión de demanda Previsión de aportes a los embalses Previsión de costos de combustibles Disponibilidad (en %) de los generadores

33 LP: Herramientas Programas de optimización de costos Programas de simulación, con escenarios En la región: Programación dinámica estocástica (EDF) Cortes de Benders (SDDP de M.Pereira) Otros Escenarios de aportes en Uruguay: Crónicas desde 1909 a 2002

34 Planificación de mediano plazo Gestión de embalses: Grandes (Rincón del Bonete) Medianos (Palmar y Salto Grande) Plan de vertidos, con restricciones aguas abajo Árbol de escenarios restringido Pronósticos de temperatura Pronósticos de lluvia Datos de otros sistemas

35 MP: Modelos Térmicas modeladas con algún detalle Mínimos técnicos Prendidos y apagados Coordinación gruesa del prendido de máquinas Modelo simplificado de transporte: restricciones entre áreas

36 Planificación de corto plazo Horizonte diario o semanal Datos sin incertidumbre (con posibilidad de redespacho) Coordinación fina del prendido de máquinas térmicas Con más complejidad en los modelos

37 CP: Térmicas Tiempos De calentamiento De funcionamiento a mínimo técnico Rampas Mínimos de prendido y de apagado Costos De calentamiento De desgaste Otros

38 CP: Hidroeléctricas Con consignas o valores de agua Con modelos más detallados de las cascadas (tiempos de transporte, etc) las funciones de generación (salto, máximo, etc) los embalses binacionales otros

39 CP: Otros Coordinación fina de intercambios internacionales Ofertas de compra y venta entre los ISO Ofertas de comercializadores Red de transporte Con restricciones de capacidad Con factores de nodo Con modelo eléctrico simple (DC) Reserva rotante

40 Ejemplo de esquema iterativo 1) Decido gestión de embalses (fijo valores de agua) 2) Decido prendido de térmicas de turbo vapor 3) Decido el despacho a nodo único (niveles de generación) 4) Verifico restricciones de transporte 5) Reviso (3).

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