Planificación de la expansión de la generación eléctrica.

Transcripción

1 Planificación de la expansión de la generación eléctrica. MsC. Ruben Chaer Dpto. Potencia IIE - FING IEEE- member. Agosto Montevideo - Uruguay. Evento: URUGUAY ENERGÉTICO Perspectivas del sector eléctrico del país. Organizado por: La Rama Estudiantil de IEEE de la UDELAR.

2 Primera Parte Introducción.

3 Generación. Transmisión Distribución Dem

4 Objetivo de Operar un SEE Suministrar la demanda al menor costo posible en condiciones de calidad aceptable.

5 Potencia y Energía. MW 0 23 hora

6 Estacionalidad de la demanda. Demanda Uruguay 2007 Serie1 01/01/ /01/ /01/ /02/ /02/ /03/ /03/ /04/ /04/ /05/ /05/ /06/ /06/ /07/ /07/ /07/ /08/ /08/ /09/ /09/ /10/ /10/ /11/ /11/ /12/ /12/ /12/2007 día GWh/día

7 Racionamiento, Falla Falla, Déficit Demanda instisfecha Costo de Falla

8 Expansión de la Demanda Demanda de energía eléctrica Uruguay. Hasta el 2008 son datos reales Restricciones 2006 Invierno suave 2007 Restricciones 2008 Crisis Financiera GWh/año 6000 Restricciones 1979 Crísis 2000 D DP La Tablita Restricciones año

9 Generación Térmica CBatlle_5ta_FOP: 80MW, 68USD/MWh, 0.9fd CBatlle_6ta_FOP: 125MW,72USD/MWh, 0.9fd CBatlle_SB_FO: 50MW, 89USD/MWh, 0.8fd CTR_GO: 2x110MW,163USD/MWh, 0.8fd P.DelTigre_GO 6x50MW,122USD/MWh, 0.9fd Maldonado_GO 20MW, 217USD/MWh, 0.7fd Los precios son calculados a partir de la información que aparecía en el sitio del DNC usados para la programación estacional mayo-octubre ( 63 USD/brl )

10 Oferta termica Oferta térmica Uruguay octubre 2007, Petróleo a 63USD/barril CTR, 2TG Punta del Tigre, 6TG 120 SB Maldonado USD/MWh 100 5ta 6ta cm MW

11 Generación Hidráulica Bonete 4 x 38.8MW Baygorria 3 x 36MW Palmar 3 x 111MW Salto Grande Uruguay 7x135MW

12 Oferta Hidráulica Oferta Hidráulica MW % 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% % de excedencia

13 Red eléctrica y ubicaciones Concordia Salto Grande Rivera Livramento Colonia Elía San Javier Bonete (Terra) Palmar Baygorria P.Medici PTI CTR TMaldonado Central Batlle 5ta,6ta,SB

14 Lineamientos de Política Energética. MIEM Incorporación n de fuentes renovables no tradicionales: Al 2015: eólica e (300 MW); biomasa (200 MW) 2. Significativo aumento (60%) del respaldo térmicot 3. Puesta en funcionamiento del mercado eléctrico mayorista: primeros generadores privados fijación n del precio spot peajes en líneas l de transmisión asunción n de funciones de despacho de carga por ADME

15 Historia reciente 2005 llamado a renovables 50MW (se contrataron 4.3MW) x50TGs en Punta del Tigre. -Llamado a 60MW renovables (se adjudicaron 36MW). -Inicia proyecto 10MW eólicos de UTE x50TGs en Punta del Tigre. -Botnia, del orden de 160MW instalados de los que en ocasiones puede inyectar 30 al sistema. -Proyecto de eficiencia energética Zenda 3MW (motor a gas natural), Primer generador privado al Spot Entra en operación PRIMER parque eólico 12 MW (Nuevo Manantial) 2008 Entra en operación parque eólico 10 MW (UTE)

16 Desarrollo del MME Año o 2008: Ingreso de los primeros Agentes Privados al MMEE GENERADOR Ubicación Fuente primaria de energía Potencia Instalada (MW) Mercado BOTNIA S.A. FBE Licor Negro 165,00 MCT AGROLAND S.A. ROC Eólico 0,45 MCT NUEVO MANANTIAL S.A. ROC Eólico 4,00 Spot ZENDALEATHER S.A. MVD Gas Natural 3,20 Spot Julio 2009 ADMINISTRACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO

17 Nuevos Generadores 1 Año 2009 Recurso 10 MW Parque Eólico Sierra de los Caracoles 1 UTE MW Biomasa LIDERDAT SA 10 MW Biomasa FENIROL SA 14 MW Biomasa GALOFER SA 12 MW Biomasa BIOENER SA 13 MW Biomasa ALUR SA 6 MW Parque Eólico de Nuevo Manantial SA

18 Nuevos Generadores 2 Año Recurso 12 MW Biomasa LOS PIQUES SA 2 MW Eólica AMPLIN SA 1 10 MW Parque Eólico Sierra de los Caracoles 2 UTE MW Biomasa PONLAR SA 7.5 MW Eólica AMPLIN SA MW Eólica AMPLIN SA 3

19 Expansión prevista Nov 2009, 80 MW de moto-generadores a fuel oil. Si esto funciona bien es probable que se continúe con la expansión en base a estos motores. Alcanzar 300 MW de eólica y 200MW de biomasa instalada al MW de interconexión con Brasil para, 2011 (conversa de frecuencia BackToBack en la frontera). Otros proyectos que andan revoloteando: Central a Carbón (Nacional o en Candiota), Central Nuclear, Ciclo Combinado a Gas Natural (de la mano de la planta de regasificación de gas traído en barcos).

20 Segunda Parte Metodología.

21 Horizonte de tiempo

22 Política de uso de los recursos Qué? Cuándo? Costo presente vs. futuro. Incertidumbre. Valor Esperado y Riesgo.

23 Costo Futuro = CF

24 Aleatoriedad y Crónicas Históricas.

25 Costo de suministro de la demanda eléctrica Uruguay 2008 Costo incurrido CN Prom Pe10.0% Pe30.0% Pe70.0% Pe90.0% /01/ /01/ /01/ /02/ /02/ /03/ /03/ /04/ /04/ /05/ /05/ /06/ /06/ /07/ /07/ /07/ /08/ /08/ /09/ /09/ /10/ /10/ /11/ /11/ /12/ /12/ /12/2008 [M USD]

26 Costos de capital

27 Costo monómico.

28 Política Óptima CF( x, k) = mín U R k k = = u { uk, uk + 1,... } { r, r,...} k k k + 1 { } CF( x, U, R, k) k k ( x, r k) u * k = po, R k

29 MiniMax

30 Los errores de detalle

31 Comportamiento de manada.

32 El Gas Argentino.

33 Banana Negra.

34 Las grandes fuerzas de cambio. Mejora de la eficiencia de los autos. Autos eléctricos / como generadores. Cambio climático. Mejora de la eficiencia de las energías alternativas. Escasez de combustibles fósiles. Eficiencia Energética. China + India

35 Emisiones de CO2

36 Precio del petróleo.

37 Intentando manejar la aleatoriedad.

38 Modelar mejor las fuentes aleatorias. Reducir la incertidumbre tiene valor aunque los costos no sean evitables. El niño y la niña. El recurso eólico.

39 Planificación Centralizada vs. Mercado

40 Despacho centralizado optimizando costo país. Costo Marginal = Costo de producir el siguiente MWh. Precio Spot = Costo Marginal (topeado a 250 USD/MWh) La remuneración al marginal teóricamente lleva a la expansión óptima del sistema. Para eso tiene que haber una cantidad importante de actores que puedan absorber el riesgo. Expansión en base a licitaciones con pago por potencia.

41 SimSEE, Proyecto PDT 47-14: Simulador de Sistema de Energía Eléctrica Su objetivo general es el desarrollo de una herramienta que: permita la simulación y optimización de la planificación y operación del sistema eléctrico uruguayo sea de uso público sea flexible y de fácil expansión sea adecuada para uso educativo. Realizado en el IIE. 18 meses comenzando en novimbre del 2006 Un investigador senior y un junior 30 horas semanales. Apoyaron el proyecto: DNETN, URSEA, ADME y UTE.

42 SimSEE Ejemplo: costo de abastecer la demanda en escenario de expansión térmica y con energías autóctonas.