Seminario La energía: los temas de hoy y las soluciones tecnológicas de mañana

Transcripción

1 Seminario La energía: los temas de hoy y las soluciones tecnológicas de mañana 14 de junio de 213 sabino@mastrangelo.com.ar 1 Situación MEM 2 1

2 Características Físicas del Sector Eléctrico República Argentina Topografía Recursos NOA HIDROCARBUROS MINERÍA NOA NEA NEA + LIT HIDRO CUYO LITORAL CENTRO GBA COMAHUE HIDRO HIDROCARBUROS DEMANDA COMAHUE BUENOS AIRES PATAGONIA HIDRO EOLICA HIDROCARBUROS PATAGONICO 3 (Radial Mallada) Cobos San Juancito Gran Formosa Monte Quemado Chaco Ampliación de la Red de 5 kv Líneas El Bracho - Cobos 21 Septiembre Resistencia - Gran Formosa 21 Noviembre Gran Mendoza - Río Diamante 211 Mayo Río Diamante Cobos - San Juancito 211 Julio Cobos - Monte Quemado 211 Agosto Resistencia - Chaco 211 Agosto Monte Quemado - Chaco 211 Agosto Agua del Cajón - Río Diamante 211 Septiembre 2

3 Características Físicas del Sector Eléctrico República Argentina Líneas AT NOA NEA El Bracho (Edimburgo) Yacyretá (Copenhague) CUYO CENTRO LITORAL GBA Mendoza (Nantes) AMSTERDAM LONDRES BRUSELAS BERLIN Salto Grande (Leipzig) BUENOS AIRES PARIS ZURICH GBA (Milan) COMAHUE ROMA Comahue (Madrid) PATAGONICO 5 Características Físicas del Sector Eléctrico Mercado Eléctrico Mayorista 212 NOA NEA Capacidad Instalada: MW CUYO CENTRO LITORAL GBA MEM Potencia Máx Bruta (feb/212) 21,949 MW Demanda Energía (212) 121 TWh (+4.1%) COMAHUE BUENOS AIRES 7/2/212= MW 3/1/213= MW (456 GWh, 28,5 C, 35,5 C) 1/2/213= MW (45 GWh, 3 C, 36,3 C) PATAGONICO 121 TWh/876 h = 13.8 MW 13.8 MW / MW =.628 = FC 63% 6 3

4 Demanda de Potencia MW Máximos mensuales (sin exportaciones) Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Características de los sistemas de suministro de energía eléctrica DEMANDA DIARIA 4

5 Características de los sistemas de suministro de energía eléctrica DEMANDA DIARIA Días de Mayor Potencia MW 23 Curvas de Carga del SADI Maximos de Potencia Invierno y Verano VERANO 1/2/213 Pico Máximo MW Hora 15:35 Temp.Media 3.6 C INVIERNO 1/8/211 Pico Máximo MW Hora 2:18 Temp.Media: 5.9 C Horas ago Feb

6 Características de los sistemas de suministro de energía eléctrica DEMANDA DIARIA Máximos de Potencia Durante el verano del año 213 la potencia máxima fue de MW. Potencia Invierno 26 Verano 27 Invierno 27 Verano 28 Invierno 28 Verano 29 Invierno 29 Verano 21 Invierno 21 Verano 211 Record Invierno 211 Record Verano 212 Invierno 212 Record Verano 213 Potencia MW Día Lunes Miercoles Jueves Miercoles Lunes Jueves Jueves Viernes Martes Jueves Lunes Jueves Jueves Viernes Fecha 31 jul 18 abr 14 jun 2 feb 23 jun 19 feb 23 jul 29 ene 3 ago 1 mar 1 ago 16 feb 7 jun 1 feb Temperatura C Hora MW 24 Potencias Máximas Anuales 22 2 Verano 18 Verano 16 Verano Jul Jul Jul Jul Jun Jun Jun Jul Jul Feb Feb Jul Dic Nov Jul Jun Jun Jul Ago Ago Feb Feb

7 Características de los sistemas de suministro de energía eléctrica Demanda Semanal 96 CUARTOS DE HORA *7= 672 LECTURAS Energías Diarias Temperaturas Medias GWh 48 Energías vs. Temperaturas Días Hábiles Año Móvil C Energias Diarias Año 21/11 Energías Diarias Año 211/12 Energías Diarias Año 212/13 7

8 Demandas Netas de Energías Mensuales Ciclos Económicos GWh Valores de Demandas de Energias Mensuales Normalizadas Consumos Reales Ene'96-Jun'98 Ene'-Mar'1 Jun'2-Sep'8 May'9-Feb'13 Jul'98-Dic'99 Default Ruso Abr'1-May'2 Panico Bancario Oct'8-Abr'9 Efecto Jazz ene-96 ene-97 ene-98 ene-99 ene- ene-1 ene-2 ene-3 ene-4 ene-5 ene-6 ene-7 ene-8 ene-9 ene-1 ene-11 ene-12 ene-13 ene-14 Por valores normalizados se entiende, las demandas Netas Facturadas (no incluye Patagonia) y ajustadas a : Igual cantidad de tipos de días, Temperatura media histórica mensual y Desestacionalizadas Características Físicas del Sector Eléctrico Potencia Instalada MEM dic/212 NOA NEA CUYO CENTRO LITORAL GBA BUENOS AIRES COMAHUE PATAGONICO Total MEM 31,139 MW 16 8

9 Características Físicas del Sector Eléctrico Potencia Instalada MEM dic/212 POT MW TV 4464 TG 3939 CC 925 NUC 15 MD 1277 HID 1113 FOT 6 EO 111,8 TOT Total MEM MW 17 Potencia Instalada 31/12/212 Reg TV TG CC MD TER NUC SOL EOL HID TOT CUY 142,8 66,8 374,2 583,8 6,2 182,1 1672,1 COM 27,9 1282,5 73,3 1563,7 474,7 6268,4 NOA 31, 11, 829,2 257,4 2388,6 25,2 217,2 2631, CEN 2, 526,8 547,3 63,5 1337,6 648, 917,6 293,2 GBA/LIT/BAS 382,2 1917,5 5984, 395, ,4 357,,3 945, 13419,7 NEA 59, 242,3 31,3 2745, 346,3 PAT 16, 188,1 25, 373,1 86,3 518,8 978,2 MOV 22, 22, 22, MEM 4464,2 3939, 925,3 1277, ,5 15, 6,2 111,8 1113, ,9 6,7% 3,2%,2%,36% 35,7% 9

10 Características Físicas del Sector Eléctrico Potencia Instalada vs Demandada MEM dic/212 NOA 8% NEA 1% NOA 8% NEA 6% CUYO 5% 9% CENTRO 7% LITORAL GBA 19% CUYO 9% 6% CENTRO 8% LITORAL GBA 39% 18% 12% 2% COMAHUE BUENOS AIRES 4% COMAHUE BUENOS AIRES 3% 3% PATAGONICO PATAGONICO Total MEM 31,139 MW 19 Proyectos eólicos DESCRIPCIÓN PMAX PRECIO UBICACIÓN ESTADO MW u$s/mwh CENTRAL RAWSON I CHUBUT OPERANDO CENTRAL RAWSON II 3 124,2 CHUBUT OPERANDO CENTRAL MADRYN OESTE 2 12 CHUBUT MALASPINA I CHUBUT MALASPINA II CHUBUT KOLUEL KAIKE I 5 133,33 SANTA CRUZ KOLUEL KAIKE II ,33 SANTA CRUZ PUERTO MADRYN SUR 5 121,97 CHUBUT PUERTO MADRYN NORTE 5 123,97 CHUBUT PUERTO MADRYN II 5 122,17 CHUBUT PUERTO MADRYN I 5 129,22 CHUBUT 1

11 Distribución de los recursos nuclear 6% Tipica de verano Hidro 25% termico 69% import % Típica de invierno nuclear, 5,7% importaciòn, 5,8% eólica,.% hidro, 33,1% termica, 55.4% 21 Características Físicas del Sector Eléctrico Cobertura de Pico invierno 22 11

12 Indicadores Mercado Eléctrico Demanda Eléctrica MEM desde % 23 Demanda de Energía Eléctrica MEM 24 12

13 Demanda de Energía Eléctrica vs PBI 25 Indicadores Mercado Eléctrico 35 Ev. Potencia Instalada NU HI CC MD TG TV Potencia MEM: 1992 = 1461 MW 212 = MW 121,5% (2 años> 4,5%) 13

14 Indicadores Mercado Eléctrico Ingreso de Potencia anual desde 1992 MW año MW acumulados MW año MW acumulados 27 Principales Proyectos de Generación Concretados HI Piedra del Águila 14 MW 93/94 HI Yacyretá 171 MW 94/98 TG Loma de la Lata 375 MW 1994 CC Bs. Aires 322 MW 1995 CC Luján de Cuyo 285 MW 1996 CC Genelba 674 MW 97/98 CC Capex 662 MW 93/99 CC Tucumán 447 MW 96/99 CC San Miguel 382 MW 95/2 CC Costanera 851 MW 1999 CC Puerto 786 MW 1999 HI Pichi Picún Leufú 255 MW 1999 CC Dock Sud 773 MW 2 CC AES Paraná 845 MW 21 TG Pluspetrol Norte 116 MW 22 Enarsa MD/TG 892 MW 28/11 TG Maranzana 18 MW 28/1 EPEC Pilar TG 33 MW 21 Caracoles TH 121 MW 29 Energía del Sur TV 84 MW 29/1 La Rioja TG 26 MW 28/9 Guemes TG 1 MW 28 Rincón de los Sauces D 25 MW 21 Genelba TG 165 MW 29 Entre Lomas D 23 MW 28 Termoandes Salta TG 41 MW 28 HI El Carrizal 17 MW 22 HI Cacheuta 122 MW 22 TG Pluspetrol Norte 116 MW 23 CC Belgrano 823 MW 28/1 CC Timbúes 84 MW 28/

15 Indicadores Mercado Eléctrico Demanda Máxima Registrada anual MEM 25 Ev de la demanda máxima registrada anual MW Crec = MW 132,2% 2 años 4.3 %aa Incremento anual de demanda de Potencia MW año demanda crecimiento Promedio= 75 MW por año

16 Planeamiento Energético Crecimiento Potencia Máxima Demandada MEM 4.3%aa MW MW en 16 años Evolución del Consumo Específico kcal/kwh Consumo Específico medio Bruto Anual

17 Indisponibilidad Térmica % Indisponibilidad Térmica Anual Ev Precio Monómico $/MWh Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Energía 119,7 119,6 119,6 119, ,9 119,6 119,6 119 Sobrec. Transit de Desp 39,6 42,5 48,6 116,5 181,1 256, ,2 16,9 69,4 34,4 46,5 Energía Adicional 3,2 3,2 3,6 3,5 2,8 2,4 2,8 2,7 2,6 3,1 3 2,8 Sobrec. Comb 7,8 1,3 9 11,3 9,5 6, ,3 6,8 9 8,7 Adic. Potencia 11,7 9,7 11,5 15,4 1,4 9,4 9,6 1,9 1,5 11,1 1 1,4 17

18 6 Costo Monómico Spot Mensual $/MWh Pot + Res + Ser 5 Energía Sobrecosto + Adic. 4 3 Adic. Brasil+cont MEM+Dem Exc Sancionado Estacional (E+P) Sancionado Estacional (E + P) + Otros Ingresos Precio Monómico mes GU 2 1 ene jul ene 1 jul 1 ene 2 jul 2 ene 3 jul 3 ene 4 jul 4 ene 5 jul 5 ene 6 jul 6 ene 7 jul 7 ene 8 jul 8 ene 9 jul 9 ene 1 jul 1 ene 11 jul 11 ene 12 jul 12 ene 13 jul 13 Ev Precio Monómico $/MWh 3 25 Anual Energía y Monómico Energía 18,1 25, ,2 62, ,7 97,5 115,2 119,4 119,8 Monómico 28,5 39,4 53,6 66,4 92,2 119,4 144,9 162, ,4 259,4 18

19 Ev Precio Monómico $/MWh u$s/mwh Anual Energía y Monómico Monómico u$s/mwh 8,1 13,6 18,5 22,1 29,7 37,8 43,9 43,3 51 6,2 6,3 Energía U$S/MWh 5,6 8, ,7 2,1 24,1 26, ,8 27,8 27,9 Energía $/MWh 18,1 25, ,2 62, ,7 97,5 115,2 119,4 119,8 Monómico $/MWh 28,5 39,4 53,6 66,4 92,2 119,4 144,9 162, ,4 259,4 Generación 212 Térmico 72% N 5% Hidro 23% 38 19

20 Evolución Generación GWh NUCL HIDRO TER Consumo de FO Anual t

21 Consumo de GO Anual m Consumo de FO Mensual ene 88 ene 89 ene 9 ene 91 ene 92 ene 93 ene 94 ene 95 ene 96 ene 97 ene 98 ene 99 ene ene 1 ene 2 ene 3 ene 4 ene 5 ene 6 ene 7 ene 8 ene 9 ene 1 ene 11 ene 12 21

22 Consumo de GO Mensual ene 6 abr 6 jul 6 oct 6 ene 7 abr 7 jul 7 oct 7 ene 8 abr 8 jul 8 oct 8 ene 9 abr 9 jul 9 oct 9 ene 1 abr 1 jul 1 oct 1 ene 11 abr 11 jul 11 oct 11 ene 12 abr 12 jul 12 oct 12 Evolución Matriz de combustibles Generación 1% 9% 8% 7% 6% 5% 4% CM GN GO FO 3% 2% 1% %

23 Evolución Matriz Combustibles Generación CM 26 CM FO 4% 21 3% FO 14% GO 16% 1% GN 82% GN 68% GO 12% CM 211 4% FO 16% CM 212 BD 3% FO % 17% GN 67% GO 13% GN 69% GO 11% 45 Consumo de FO t srm 46 23

24 Consumo de GO m3 Consumo GO 9 Centrales 23% CT TIMBUES(GSMA 18% MARANZANA 2% CO. ENSENADA 2% VILLA GESELL 2% ENSE. BARRAGAN 4% COSTANERA 4% PILAR 5% DOCK SUD 7% AES PARANA 9% GRAL BELGRANO 13% NUEVO PUERTO 11% 47 Balance Energético MEM Recursos Yacyretá Salto Grande Comahue Futaleufú Otros Hidro Gen Alternativa Uranio Gas Natural Tecnología Producción Demanda Hidráulica Eólica Solar Nuclear Generación Neta GBA BAS LIT CEN NOA CUY NEA COM PAT Consumos Propios Pérdidas de red Gen Térmica Fuel Oil Pérdidas Transformación Gas Oil Carbón Mineral 24

25 Reglas del Mercado Cubrimiento de la Demanda Empuntamiento DESPACHO HORARIO 12 TG 1 RESERVA DE POTENCIA HIDRAULICA PUNTA CC + TV NUCLEAR empuntamiento térmico base 2 HIDRAULICA BASE el parque TV y CC debe modular para tomar la punta en crónicas ricas este requerimiento se agudiza 49 Con oferta escasa se magnifican los cambios de precios ante variaciones en la demanda. $/MWh 5 25

26 Con oferta escasa se magnifican los cambios de precios ante variaciones en la demanda. $/MWh GO FO H, CCGN MW Gen - Dem 51 COSTO DE MAQUINAS CON GAS Y NUCLEARES POR REGIONES COSTO($/MW-H) BAS CEN COM CUY GBA LIT NOA PAT P(MW) 52 26

27 53 Costo Relativo Combustibles Generadores Base PCI TC Combustible Precio u$s/mmbtu Rel BQ Gas Natural 2,4 u$s/mmbtu ref 5,2 u$s/mmbtu plus 2,4 5,2 1 2,2 1 2 CM (12 u$s/t FOB API #4) 2 u$s/t BQ 9 1,9 2 Gas de Bolivia 11 u$s/mmbtu 11 4,6 5 Fuel Oil Nacional ( 26 $/t) 495 u$s/t 12,7 5,3 6 LNG Imp 17 u$s/mmbtu 17 7,1 7 Fuel Oil (98 u$s/bbl) 65 u$s/t 16,7 7, 8 Gas Oil (97 u$s/t) 8 u$s/m3 24,

28 u$s/mmbtu Rel Calórica GN ref GN Plus CM GN Bol FO Nac LNG Imp FO Imp GO Imp PCI Combustibles kcal/kg Gas Natural Gas Oil Fuel Oil Carbón Mineral Ur Nat ULE 11.76/ kcal/nm3 WTI Promedios Anuales desde 194 u$s/bbl

29 16 Evolución Precio Crudo, FO y GO #2 NY 45 u$s/bbl FO N 6 1% S WTI GO C$/gal 2/1/1996 2/6/1996 2/11/1996 2/4/1997 2/9/1997 2/2/1998 2/7/1998 2/12/1998 2/5/1999 2/1/1999 2/3/2 2/8/2 2/1/21 2/6/21 2/11/21 2/4/22 2/9/22 2/2/23 2/7/23 2/12/23 2/5/24 2/1/24 2/3/25 2/8/25 2/1/26 2/6/26 2/11/26 2/4/27 2/9/27 2/2/28 2/7/28 2/12/28 2/5/29 2/1/29 2/3/21 2/8/21 2/1/211 2/6/211 2/11/211 2/4/212 2/9/212 U$D Millones 3,5 3, 2,5 2, 1,5 1,,5, Costos comparativos de producción (no contempla costos y tiempos de instalación) TG CA GO CCGO TV FO NUC TG CA GN CCGN años 29

30 TV FO TV CM TV CM PFBC TG CC Motor Eólico Hidro1 Hidro2 Nuclear Características por Tipo Tecnológico 3

31 Calculo del Costo de Generación de una unidad térmica PRECIOS PROPUESTOS DE LOS COMBUSTIBLES = FUEL OIL= 65 u$s/t GAS NATURAL = 89 u$s/dam 3 GAS OIL= 97 u$s/t COSTO DE GENERACION = CESPE * PRECIO / PCI CGEN GN = 25 kcal/kwh * 89 u$s/dam 3 / 84 kcal/nm 3 CGEN GN = 27 u$s/mwh CGEN FO = 25 kcal/kwh * 65 u$s/t / 98 kcal/kg CGEN FO = 166 u$s/mwh CGEN GO = 25 kcal/kwh * 97 u$s/t / 12 kcal/kg CGEN GO = 238 u$s/mwh 61 Costos de Generación diferentes alternativas u$s/mwh CC GN 6 u$s/mbtu Hidro 16 u$s/kw 5% TV Bíomasa,4 u$s/mbtu Motor Biogas 6 u$s/mbtu Eólica 42% Motores Gas Natural6 u$s/mbtu CC LNG 14 u$s/mbtu Nuclear Internac Eólica 35% Nuclear Arg Hidro 25 u$s/kw 37% TG GN 6 u$s/mbtu Eólica 25% CC GO 23 u$s/mbtu Motor FO 15 u$s/mbtu TV FO 15 u%s/mbtu Motor GO 23 u$s/mbtu TG GO 23 u$s/mbtu CCapital Combustible OyM 31

32 Seminario La energía: los temas de hoy y las soluciones tecnológicas de mañana La inserción actual y esperada de las Fuentes Renovables en el MEM. Hacia el concepto de generación distribuida. 14 de junio de 213 Ing Roberto Giunti 32

33 Fuentes Renovables Ley Nacional Nº (Enero 27) Régimen de Fomento Nacional para el uso de Fuentes Renovables de Energía destinadas a la Producción de Energía Eléctrica: Objeto: Declárase de interés nacional la generación de energía eléctrica a partir del uso de fuentes de energía renovables con destino a la prestación del servicio público como así también la investigación para el desarrollo tecnológico y fabricación de equipos con esa finalidad. Meta fijada: % fuentes de energía renovables 8% del consumo de energía eléctrica nacional, en el plazo de DIEZ (1) años a partir de la puesta en vigencia del presente régimen. Fuentes Renovables Definiciones A efectos de la presente norma se aplicarán las siguientes definiciones: a) Fuentes de Energía Renovables: son las fuentes de energía renovables no fósiles: energía eólica, solar, geotérmica, mareomotriz, hidráulica, biomasa, gases de vertedero, gases de plantas de depuración y biogás. b) El límite de potencia establecido por la presente ley para los proyectos de centrales hidroeléctricas, será de hasta TREINTA MEGAVATIOS (3 MW). 33

34 Fuentes Renovables c) Energía eléctrica generada a partir de fuentes de energía renovables: es la electricidad generada por centrales que utilicen exclusivamente fuentes de energía renovables, así como la parte de energía generada a partir de dichas fuentes en centrales híbridas que también utilicen fuentes de energía convencionales. RESOLUCIÓN SE N 18/11 CONTRATOS DE ABASTECIMIENTO MEM A PARTIR DE FUENTES RENOVABLES Habilita la realización de CONTRATOS DE ABASTECIMIENTO MEM A PARTIR DE FUENTES RENOVABLES a la generación a partir de fuentes renovables que a la fecha de publicación de la Resolución no cuenten con las instalaciones de generación a comprometer en estas ofertas habilitadas comercialmente. Se habilitan a presentarse a aquellos proyectos de generación en los que participe el Estado Nacional, ENARSA, o los que el Señor Ministro de PFIPyS así lo determine. Contratos con las siguientes características generales: Plazo: 15 años (extensibles 18 meses) Parte Vendedora: Agente con oferta aprobada por la SE Parte Compradora: MEM representado por CAMMESA. Régimen aplicable a tecnologías incluidas en Ley

35 % Generación Eléctrica de Fuentes Renovables Año 212. Ingresos a la fecha. Central Provincia MW Arauco I La Rioja 25 Eólico Necochea EOS BsAs 3 Eólico El Tordillo Chubut 3 Eólico Diadema Chubut 6 Eólico San Martin BsAs 5 Biogás San Miguel Norte BsAs 11 Biogás 35

36 Estado de Proyectos GENREN I. Proyecto Proponente Localidad Provincia Potencia licitación (MW) Puerto Madryn I Genneia SA Puerto Madryn Puerto Madryn II Genneia SA Puerto Madryn 5 5 Fines 214? Rawson I Genneia SA Rawson E/S 5 Rawson II Genneia SA Rawson E/S 3 Chubut Puerto Madryn Oeste Energías Sustenables SA. Puerto Madryn 2 Puerto Madryn Norte Puerto Madryn Sur International New energies S.A. Patagonia new energy SA Puerto Madryn 5 Puerto Madryn 5 Estado de Proyectos GENREN I. Potencia Proyecto Proponente Localidad Provincia licitación (MW) Tres Picos II Sogesic SA Tres Picos 49,5 Bs AS Tres Picos I Sogesic SA Tres Picos 49,5 Loma Blanca I ISOLUX SA Chubut 5 Loma Blanca II ISOLUX SA Chubut 5 Chubut Loma Blanca III ISOLUX SA Chubut 5 Mediados de Loma Blanca IV ISOLUX SA Chubut Koluel Koluel Kaike I IMPSA WIND SA 5 Kayke Santa Cruz Koluel Koluel Kaike II IMPSA WIND SA 25 Kayke Malaspina I IMPSA WIND SA Malaspina 5 Chubut Malaspina II IMPSA WIND SA Malaspina 3 TOTAL GENREN I 754 MW 36

37 Estado de Proyectos GENREN I. E/S E/S Proyecto Parque Eólico Gastre 45. has. Ingreso Previsto: May 215: 15 MW >>> Dic 217: 135 MW 37