Comparación de alternativas para la generación de energía eléctrica en la isla de San Andrés, Colombia

Transcripción

1 Comparación de alternativas para la generación de energía eléctrica en la isla de San Andrés, Colombia UPME Presentación de resultados del proyecto UPME-BID para la promoción de las energías renovables en Colombia Bogotá, 24 de noviembre de 2014

2 Agenda Contexto y antecedentes Opciones de oferta de generación Metodología para los análisis Supuestos y datos de entrada y resultados Conclusiones del análisis

3 Contexto y antecedentes Contrato de concesión Contrato de concesión No. 067 de 2009 Exclusividad para la prestación del servicio de energía eléctrica en el área geográfica de San Andrés, Providencia y Santa Catalina. Sociedad Productora de Energía de San Andrés y Providencia S.A. E.SP. SOPESA

4 kw 20 años Contexto y antecedentes Demanda de energía Número de usuarios: Demanda máxima San Andrés Isla Mes Mes Potencia (MW) Enero 29,70 Febrero 27,55 Marzo 29,30 Abril 28,80 Mayo 28,65 Junio 31,40 Julio 30,25 Agosto 30,40 Septiembre 30,00 Octubre 30,30 Noviembre 30,30 Diciembre 29,74 Maximo 31,40 Fuente: INFORME DE GESTION, Contrato con exclusividad para la prestación del servicio de energía eléctrica en el área geográfica de San Andrés, Providencia y Santa Catalina. Periodo anual 2013

5 Contexto y antecedentes Demanda de energía Curva de carga producida teniendo como base la presentada por la Universidad de Friburgo y ajustándola con los datos de potencia máxima registrados por SOPESA Potencia (kw) Fuente: USAENE LLC,

6 Contexto y antecedentes Oferta de energía actual # Unidad Información de generación año 2013 Capacidad instalada (kw)* Capacidad efectiva* Generación año por planta (kwh)* Aporte* 1 Man Diésel Man Diésel ,00 70% 3 E,M,D GM E,M,D GM E,M,D GM E,M,D GM ,00 11% 7 E,M,D GM E,M,D GM Mirrlees Blackstone Mirrlees Blackstone ,00 19% Total ,00 100% Parametros de referencia para la validación del modelo Consumo de Diesel (Gl)* Costo medio de generación USD/kW** 0,372 *Fte: Sopesa, presentación informe de gestión año 2013 **Fte: Publicación tarifa Dic 2013 Adicionalmente existen 18,4 MW en plantas que operan en condiciones de emergencia

7 Metodología para los análisis Software de modelamiento HOMER Modelo de optimización para sistemas de potencia distribuida Simulación, optimización y análisis de sensibilidad

8 Metodología para los análisis Supuestos y datos de entrada para el análisis Periodo de planeamiento: 16 años ( ), tiempo restante de la concesión Tasa de descuento: 10% Cifras en dólares ctes (COP/USD=1.900) 2 fases de inversión del proyecto Disponibilidad de tierra sin limitación Crecimiento anual de la demanda 2,2%

9 Caso base 2014: configuración Tecnologías Capacidad Costos fijos AOM (MW) de capital ($) ($/kwh) Vida útil (h) Man 1 14, Man 2 14, Mirrlees Blackstone 1 6,5 0,122 Mirrlees Blackstone 2 7, GM-EMD 13,

10 Caso base 2014: generación y costos Costo neto total $ COE $ 0,371/kWh Costo operativo anual $ Generación KWh -año Man-1-Diesel ,6% Man-2-Diesel ,1% M B ,6% MB ,3% G M-EMD ,290 11,9% Total ,6%

11 Caso base: comparación con los datos actuales Porcentajes de generación (%) Actual Base Man 70% 70% Mirless Blackstone 19% 18% GM EMD 11% 12% 100% 100% Otras variables LCOE ($/kwh) 0,372 0,371 Consumo de diesel (Galones) Porcentaje de diferencia en el consumo de combustible: 6,7% Se debe principalmente a la agregación de las plantas GM EMD, que no se modelaron como 6 unidades sino como una sola debido a la limitación del software

12 Metodología para los análisis Supuestos Desde 2014 se asumen como inversión total del sistema $ correspondientes al capital de las plantas diésel MAN, RSU y eólica que ya están contempladas en el contrato. Se asumen precios constantes de gas, diésel y GLP a los largo del proyecto de 17 $/MBTU, 23 $/MBTU y 13,8 $/MBTU respectivamente Para todas las plantas térmicas diésel y RSU se toma un costo de mantenimiento de 0,122 US/kWh Para simular cada uno de los escenarios en Homer se toman como datos de entrada las inversiones ajustadas (teniendo en cuenta las anualidades de los años anteriores), y las vidas útiles ajustadas de la misma forma.

13 Caso 2016 Para el año 2016 se plantean tres alternativas de sustitución de diesel combinadas con diferentes escenarios de penetración de renovables: 1. Alternativa 1: Instalación de 20 MW con motores de combustión interna en un contrato take or pay por 14,4 GWh/mes, con costos fijos mensuales de USD sin incluir el costo de suministro de gas 2. Alternativa 2: Reconversión de las dos plantas MAN existentes por plantas duales diésel- gas natural más la adquisición de una planta dual adicional de 13,6 MW para una capacidad dual total instalada de 42,2 MW 3. Alternativa 3: instalación de tres turbinas de gas de 16,2 MW operando con GLP, para un capacidad instalada de 48,8 MW Adicionalmente para cada una de estas alternativas se analizó la posibilidad de dos escenarios de penetración de renovables. Escenario 1: Escenario 1: escenario contractual en el que se cuenta con una capacidad instalada de 900 kw en la planta de incineración de residuos sólidos urbanos RSU y 7,5 MW de energía eólica Escenario 2: escenario renovables plus en el que se cuenta con la capacidad contractual más 5 MW adicionales de energía eólica para una capacidad e 12,5 MW eólicos y una granja solar de 4,6 MW.

14 Caso 2016 MWh-día Demanda % crecimiento anual 2,2% MW pico día 33 Eficiencia % ahorro 3,7% US$ $ Diesel US$/MBTU 23 Gas US$/MBTU 17 GLP US$/MBTU 13,8 Tasa de descuento % 10% Vida útil años 14

15 Caso y

16 Caso Resultados caso Costo neto total COE 0,246 Costo operativo anual GENERACIÓN (MWh) Diésel ,0% Gas Natural ,4% GLP - 0,0% RSU ,5% Eólica ,1% Solar - 0,0% TOTAL ,0%

17 Caso Resultados caso Costo neto total COE 0,241 Costo oper. anual GENERACIÓN (MWh) Diésel ,5% Gas Natural ,0% GLP 0 0,0% RSU ,1% Eólica ,5% Solar ,9% TOTAL ,0%

18 Caso ,022 US$/kWh 0,122 US$/kWh

19 Caso Resultados caso Resultados caso ,022 US$/kwh 0,122 US$/kwh Costo neto total COE 0,205 0,311 Costo operativo anual GENERACIÓN (MWh) Diésel ,2% ,4% Gas Natural ,1% ,3% GLP - 0,0% - 0,0% RSU ,6% ,2% Eólica ,1% ,1% Solar - 0,0% - 0,0% TOTAL ,0% ,0%

20 Caso ,022 US$/kWh 0,122 US$/kWh

21 Caso Resultados caso ,022 US$/kWh 0,122 US$/kWh Costo neto total COE 0,208 0,306 Costo operativo anual GENERACIÓN (MWh) Diésel ,0% ,9% Gas Natural ,0% ,4% GLP - 0,0% - 0,0% RSU ,6% ,3% Eólica ,5% ,5% Solar ,9% ,9% TOTAL ,0% ,0%

22 Caso ,004 US$/kWh 0,011 US$/kWh

23 Caso Resultados caso Resultados caso ,004 US$/kwh 0,011 US$/kwh Costo neto total COE 0,241 0,250 Costo operativo anual GENERACIÓN (MWh) Diésel ,2% ,2% Gas Natural - 0,0% - 0,0% GLP ,8% ,8% RSU ,9% ,9% Eólica ,1% ,1% Solar - 0,0% - 0,0% TOTAL ,0% ,0%

24 Caso ,004 US$/kWh 0,011 US$/kWh

25 Caso Resultados caso Resultados caso ,004 US$/kwh 0,011 US$/kwh Costo neto total COE 0,242 0,250 Costo operativo anual GENERACIÓN (MWh) Diésel ,3% ,3% Gas Natural - 0,0% - 0,0% GLP ,2% ,2% RSU ,0% ,0% Eólica ,5% ,5% Solar ,9% ,9% TOTAL ,0% ,0%

26 Resultados 2016 Caso Caso Caso Costo neto total COE 0,246 0,241 0,205-0,311 Costo operativo anual GENERACIÓN (MWh) ,3% ,4% ,4% Fósil ,7% Renovable ,6% ,6% ,7% ,3% Caso Caso Caso Costo neto total COE 0,208-0,306 0,241-0,250 0,242-0,250 Costo operativo anual GENERACIÓN (MWh) ,0% Fósil ,3% ,0% ,6% Renovable ,0% ,7% ,0% ,4%

27 Caso 2020 Maximizar la penetración de renovables Teniendo en cuenta el menor impacto en el COE Teniendo en cuenta que no haya exceso de energía Ajuste de vida útil del proyecto (10 años) Ajuste del monto de las inversiones Resultado: 20 MW energía eólica 6,6 MW energía solar

28 Resultados 2020 Caso Caso Caso Costo neto total COE 0,245 0,210-0,302 0,237-0,244 Costo operativo anual GENERACIÓN (MWh) Fósil ,6% ,3% ,2% 80,2% ,7% Renovable ,4% ,8% 19,8% Exceso ,04% ,04% ,06%

29 Conclusiones Se observa que existen alternativas técnicamente viables que representaría reducciones importantes en el COE. La introducción de las alternativas renovables como la eólica, solar y RSU representan una reducción en los costos de energía, pero su impacto no es tan significativo en la medida que sus capacidades aumentan dadas sus altas inversiones. Si se logran obtener garantías de costos de AOM relativamente bajos (0,022 US$/kWh) o hasta 0,066 US$/kWh la opción mas viable es la reconversión de las plantas diésel a plantas duales.

30 Conclusiones Se recomienda incluir al menos los 4,6 MW de solar o los 6,6 MW resultantes en el escenario óptimo, esto implicaría un área de 13 Ha aproximadamente Se recomienda para 2016 incluir 12,5 MW de eólica, que a pesar de representar una inversión adicional comparados con los 7,5 MW del contrato representa una reducción del COE, para esto se requeriría un área aproximada de 300 Ha o 480 Ha aproximadamente para el año 2020 con 20 MW No obstante, si el propósito es avanzar hacia una isla con suministro de energía renovable y uso de energía eficiente, hay que considerar y valorar las externalidades de esta iniciativa. En la inclusión de las medidas de eficiencia energética únicamente se están contemplando los costos propios de la medida sin embargo sería recomendable incluir costos transaccionales asociados a remover las barreras para su aplicación.

31 Conclusiones Una mayor penetración de energía renovables requeriría sistemas de almacenamiento y aún la penetración propuesta en el presente análisis requiere estudios más detallados de la estabilidad de la red para recibir esta cantidad de energía renovable. Se deberán tener en cuenta los costos de AOM para determinar el COE del sistema una vez se realicen las licitaciones requeridas. Será importante considerar la calidad del GLP con el objetivo de garantizar eficiencias adecuadas en los sistemas de generación eléctrica Finalmente si se quisiera llegar a una mayor participación de renovables en la isla se requiere una caracterización más detallada de los recursos así como empezar a analizar alternativas de almacenamiento de energía, respuesta a la demanda y mayor eficiencia energética

32 GRACIAS Upme (Oficial)