PLANIFICACIÓN de las INVERSIONES en GENERACIÓN en URUGUAY. COSTO, RIESGO Y SOBERANÍA

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1 PLANIFICACIÓN de las INVERSIONES en GENERACIÓN en URUGUAY. COSTO, RIESGO Y SOBERANÍA 4 ELAEE - Montevideo - Uruguay 8 y 9 de Ing. Eliana Cornalino Msc. Ing. Ruben Chaer Dr. Ing. Gonzalo Casaravilla IIE FING - Universidad de la República Oriental del Uruguay y UTE - Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas

2 INTRODUCCIÓN La energía anual del sector eléctrico es cubierta en gran parte con generación hidroeléctrica Dependiendo del régimen de lluvias, esta generación puede cubrir el 100% en el mejor de los años, o el 25% de la demanda anual en el año más seco (demanda del año 2010) 2

3 INTRODUCCIÓN En la actualidad, para cubrir la diferencia se debe recurrir a las IMPORTACIONES: Combustibles fósiles para generación térmica Energía eléctrica de los países vecinos Gran volatilidad de los costos de abastecimiento Demanda creciente + tendencia al alza de los precios internacionales y su volatilidad = RIESGO 3 3

4 INTRODUCCIÓN Hasta que punto puede aumentarse la dependencia de las importaciones? Hasta qué punto la diversificación de fuentes externas mejora la situación? La historia reciente nos ha mostrado una alta correlación de costos de las fuente externas Sólo el uso de las fuentes autóctonas nos permitirá mantener la SOBERANIA 4 4

5 METODOLOGÍA Y CASOS ESTUDIADOS Puesta a punto del Plan Óptimo presentado en 2010, consistente en una expansión en base a eólica y ciclo combinado, incluyendo: mejoras en la herramienta de optimización actualización de la proyección de crecimiento de la demanda y evolución de precios futuros mejoras en la representación del comercio con Brasil comparación con otros posibles planes de expansión 5 5

6 METODOLOGÍA Y CASOS ESTUDIADOS Planes de comparación: Plan Nuclear: expansión con centrales nucleares en módulos de 450 MW Plan Carbón: expansión con centrales de carbón en módulos de 180 MW Plan Ciclo Combinado: expansión con centrales de ciclo combinado en módulos de 180 MW Se definieron manualmente corrigiendo la falla y evaluando el gradiente de inversión (si el CMG cubre el costo total de 1 MW adicional) 6 6

7 METODOLOGÍA Y CASOS ESTUDIADOS 7 7

8 METODOLOGÍA Y CASOS ESTUDIADOS Su costo esperado de operación futura será mayor al del Plan Óptimo El objetivo es analizar tanto los efectos sobre los costos como sobre los riesgos, de diferentes apartamientos respecto del óptimo. 8 8

9 RESULTADOS Generación por fuente Costo medio a nivel de generación Costo de abastecimiento Caso base: Barril de petróleo a 113 USD Caso desfavorable: Barril de petróleo a 170 USD Riesgo de abastecimiento Soberanía para el abastecimiento 9 9

10 OPTIMO C. COMBINADO NUCLEAR CARBÓN 10 10

11 RESULTADOS Generación por fuente Costo medio a nivel de generación Costo de abastecimiento Caso base: Barril de petróleo a 113 USD Caso desfavorable: Barril de petróleo a 170 USD Riesgo de abastecimiento Soberanía para el abastecimiento 11 11

12 OPTIMO C. COMBINADO NUCLEAR CARBÓN RESULTADOS 12 12

13 RESULTADOS Generación por fuente Costo medio a nivel de generación Exposición a precios externos Caso base: Barril de petróleo a 113 USD Caso desfavorable: Barril de petróleo a 170 USD Riesgo de abastecimiento Soberanía para el abastecimiento 13 13

14 Caso desfavorable: Barril de petróleo a 170 USD Caso base: Barril de petróleo a 113 USD PE 5% VE PE 95% 14 14

15 RESULTADOS Generación por fuente Costo medio a nivel de generación Costo de abastecimiento Caso base: Barril de petróleo a 113 USD Caso desfavorable: Barril de petróleo a 170 USD Riesgo de abastecimiento Soberanía para el abastecimiento 15 15

16 La baja versatilidad de las centrales nucleares es inmanejable en un sistema del tamaño del sistema uruguayo. Existe un 5% de probabilidad de que en el Plan Nuclear se registren fallas de potencias mayores al 1% de la demanda

17 RESULTADOS Generación por fuente Costo medio a nivel de generación Costo de abastecimiento Caso base: Barril de petróleo a 113 USD Caso desfavorable: Barril de petróleo a 170 USD Riesgo de abastecimiento Soberanía para el abastecimiento 17 17

18 El Plan Óptimo es el que presenta menor necesidad de importar y a su vez es el mayor exportador. El Plan Nuclear, y en menor medida los planes Carbón y Ciclo Combinado son fuertemente dependientes de los vecinos. El Plan Óptimo presenta un intercambio relativamente próximo al neutro 18 18

19 CONCLUSIONES El camino de instalar en forma masiva generación eólica, es la estrategia correcta para un país como Uruguay que dispone de un sistema hidráulico importante y que por ello: está acostumbrado a manejar variabilidad en su sistema el mismo sistema hidráulico es un aliado importante para el filtrado de variabilidades como las de la eólica no requiere la instalación de más potencia firme de base, como Nuclear o Carbón requiere la instalación de potencia de respaldo flexible 19

20 CONCLUSIONES Lo señalado en cuanto a la eólica se aplica también a otras energías autóctonas como solar, minihidráulica y biomasa, que podrían complementar la expansión planteada logrando de igual modo reducir el riesgo de exposición a los precios externos Las tecnologías asociadas a smart grid y eficiencia energética, así como los avances en la integración regional, permitirán en un futuro no muy lejano aumentar la capacidad de gestionar las energías autóctonas en nuestro país y la región 20

21 CONCLUSIONES El plan óptimo obtenido es tal que permite aprovechar estas posibles mejoras futuras, si se verifican, y en caso contrario, permite también la operación confiable del sistema en base a la instalación de nuevas centrales de respaldo con suficiente flexibilidad. Dichas centrales de respaldo, que desde el punto de vista de la flexibilidad podrían ser turbinas de gas de ciclo abierto, es conveniente que sean de ciclo combinado ya que en años secos podrían tener que trabajar todo el año. 21

22 Fin Muchas gracias! 22