RETOS Y OPORTUNIDADES DE LA COGENERACIÓN DE ENERGÍA

Transcripción

1 RETOS Y OPORTUNIDADES DE LA COGENERACIÓN DE ENERGÍA Gerencia Negocios de Energía INCAUCA - INGENIO PROVIDENCIA 1ª Jornada Técnica de Distribución Consejo Nacional de Operación - CNO Julio 23 de 2013

2 Ley Ley de Servicios Públicos Domiciliarios Ley 143 de 1994 Ley Eléctrica Antecedentes legales y regulatorios Cogeneración Ley Ley URE- Decreto Reglamentario PROURE- Ley Ley de Cogeneración- Resolución MME Plan de Acción Indicativo PROURE- Res. CREG Reglamenta la actividad de cogeneración- Fuente: Asocaña Res. CREG Aclara la reglamentación de la actividad de cogeneración- Res. CREG 032 y Modifica parcialmente la Res. CREG Res. CREG Requisitos y condiciones técnicas proceso de cogeneración y se regula esta actividad- Res. CREG Pruebas y auditoría Proceso de Cogeneración-

3 Capacidad instalada Cogeneración Ingenios azucareros (MW) La Capacidad de Cogeneración es de 182 MW y 53 MW para excedentes Capacidad instalada Excedentes A 2013 la capacidad instalada de cogeneración de los Ingenios es de 182 MW, de los cuales 55 MW están disponibles para la venta de excedentes. A 2015 el plan de expansión es aumentar a 360 MW de capacidad instalada con 168 MW para excedentes. Fuente: XM - Elaboración Asocaña

4 Participación por Capacidad de Generación en el SIN ,4% 63,5% 4,7% 0,4% Capacidad Cogeneradores: excedentes disponibles para el SIN: 55 MW, de los cuales 53 MW (96%) son de los Ingenios azucareros. Fuente: XM - Elaboración Asocaña Hidráulica Térmica Menores Cogeneradores

5 Incauca Providencia Riopaila Castilla Tumaco Carmelita Mayagüez Pichichí SanCarlos Proenca Risaralda Pap. Nals Total Cogeneración Energía Eléctrica (GWh/año) 0 abr-12 jul-12 oct-12 ene-13 abr-13 jul-13 La generación de energía promedio anual es de GWh entre los ingenios habilitados para la venta de excedentes a la red. Fuente: XM -Informe REE Jul/2013

6 Incauca Providencia Riopaila Castilla Tumaco Carmelita Mayagüez San Carlos Pichichí Proenca Risaralda Pap. Nals. 120% Seguimiento Rendimiento Eléctrico Equivalente - REE 100% 80% 60% 40% 20% 0% REE en Resolución CREG-005 de 2010 Mínimo jul-12 oct-12 ene-13 abr-13 jul-13 Fuente: XM -Informe REE Jul/2013

7 Incauca Providencia Riopaila Castilla Tumaco Carmelita Mayagüez Pichichí SanCarlos Proenca Risaralda Pap. Nals Venta excedentes de energía (GWh/año) (jun) Fuente: XM -Informe REE Jul/2013

8 Incauca Providencia Riopaila Castilla Tumaco Carmelita Mayagüez Pichichí SanCarlos Proenca Risaralda Pap. Nals. Venta 2013 excedentes de energía (kwh/mes) 14,000,000 12,000,000 10,000,000 8,000,000 6,000,000 4,000,000 2,000,000 0 ene-13 feb-13 mar-13 abr-13 may-13 jun-13 Fuente: XM -Informe REE Jul/2013

9 ene-08 may-08 sep-08 ene-09 may-09 sep-09 ene-10 may-10 sep-10 ene-11 may-11 sep-11 ene-12 may-12 sep-12 Molienda de Caña (ton) Precipitaciones (mm) Complementariedad con la generación hidráulica Molienda Precipitaciones En la estación de verano, es cuando más se puede cogenerar energía Fuente: para molienda FEPA y para precipitaciones Cenicaña Elaboración Asocaña.

10 Cogeneración y la Garantía de abastecimiento energético Las reglas para la participación de la Cogeneración en el MEM, se consideran como una Regulación por incentivos. Los Cogeneradores ingenios azucareros disponen una energía confiable y limpia a partir de la biomasa y con un respaldo a carbón. La Cogeneración es una generación distribuida que requiere acuerdos técnicos y comerciales con el Operador de Red al cual se conecta para una adecuada operación. Incentivos para que la cogeneración crezca a través de plantas con capacidad de excedentes superior a 20 MW, en especial bajo el esquema con garantía de potencia.

11 Esquema de venta de excedentes Cogeneración 20MW - Sin Garantía de Potencia SIN GARANTÍA DE POTENCIA 20MW - Despacho Central Obligatorio, como planta inflexible.(*) - Venta exclusivamente en la Bolsa de Energía. Remuneración: Precio de Bolsa CERE FAZNI CERE: Cargo Equivalente Real Energía del Cargo x Confiabilidad La Cogeneración tiene tratamiento de planta no despachada centralmente para el CxC Es viable que la Cogeneración 20MW participe en el mercado de confiabilidad Fuente: Resolución CREG 005 de 2010 (*): Aclarado en Concepto CREG En lo referente al Precio de Oferta y liquidación de la transacción, será igual al aplicable para la generación Inflexible

12 Esquema de venta de excedentes Cogeneración 20MW - Con Garantía de Potencia CON GARANTÍA DE POTENCIA 20MW Despacho Central Obligatorio como inflexible Venta a Comercializadora para Usuario Regulado Directamente sin convocatoria pública Convocatorias públicas No vinculación económica entre comprador y vendedor Precio Bolsa de Energía horario menos FAZNI Comercializadores para venta exclusiva a Usuarios No Regulados A precios pactados libremente Fuente: Resolución CREG 005 de 2010

13 Esquema de venta de excedentes Cogeneración 20MW - Con Garantía de Potencia INFLEXIBILIDAD Inflexibilidad: Se requiere aclarar la definición de los parámetros técnicos y el procedimiento de aprobación ante el CNO CON GARANTÍA DE POTENCIA 20MW Inflexibilidad es un incentivo importante dado que entiende la condición especial del Cogenerador La inflexibilidad, similar a las filo de agua, exime al Cog de la penalización por desviaciones superiores al 5%, dentro de los parámetros técnicos

14 Contratos de Red del Cogenerador (Pago por el Respaldo de la Red) CONTRATO DE CONEXIÓN Energía Térmica Caldera Combustible BIOMASA Turbina Vapor G Vapor para Proceso Vapor para Proceso Vapor para Condensació n CONTRATO DE DISPONIBILIDAD DE CAPACIDAD DE RESPALDO CONTRATO DE DEMANDA SUPLEMENTARIA

15 Conexión de la Cogeneración como fuente de Generación Distribuida en la red El estudio Uniandes-UN Regulación para incentivar las energías alternativas y la Generación Distribuída (GD) en Colombia (may-2007), plantea que para la adecuada conexión a la red (STN, STR o SDL) con el fin de proporcionar beneficios a la red sin afectar la confiabilidad en la operación o la calidad del servicio, se requiere el estudio técnico (planeación, operación integrada con la red) incluyendo los permisos y demás trámites que requieren la generación convencional. Se requiere una coordinación entre el Cogenerador y el Operador de Red para definir la localización, punto de conexión, especificaciones de diseño, regulación de tensión y control de reactivos, calidad de energía y cumplimiento de requisitos técnicos mínimos de la red. El desarrollo e implementación de redes inteligentes (smart-grids) son fundamentales para una adecuada operación de la GD.

16 Conexión de la Cogeneración como fuente de Generación Distribuida en la red Los Cogeneradores están abiertos a propuestas regulatorias para que en la metodología de remuneración de la Distribución de energía, se incluyan incentivos a los Operadores de Red para que permitan (o incluso promuevan), con el cumplimiento de los requisitos técnicos mínimos, la instalación de Sistemas de Cogeneración distribuidos en su red. La remuneración de las redes con criterios diferentes al uso o de los flujos de energía, facilitará que los Distribuidores promuevan la entrega de los excedentes de energía de los cogeneradores siempre que la relación B/C > 1. Los beneficios además de la oferta adicional de energía, se reflejan en la descongestión de red, reducción de pérdidas y mejora en los perfiles de tensión.

17 Principales Retos Cogeneración Consolidar la Cogeneración como una opción para diversificar la oferta de energía eléctrica y para contribuir a la garantía de abastecimiento de una energía firme en forma permanente. Las reglas diferenciales que promueven la participación en el MEM de la cogeneración, tiene un diseño de regulación por incentivos que permiten competir de la forma más simétrica posible con los agentes Generadores convencionales. Para incentivar que los Cogeneradores instalen capacidades de excedentes superiores a 20 MW, se requiere abrir el debate que les permitan participar directamente en el mercado de confiabilidad y no sólo a través de contratos.

18 Principales Retos Cogeneración Para lo anterior, en especial para los Cogeneradores a partir de biomasa (Ingenios), se requiere la definición de la metodología de cálculo de ENFICC para las plantas que respalden su energía firme con Combustible de Origen Agrícola COA (consulta en Res CREG-027 de 2008). La inflexibilidad en el despacho debe considerarse una regla de incentivo y por tanto se debe hacer buen uso de la misma acorde con las consideraciones técnicas. La Cogeneración asume los costos propios de la Generación de energía eléctrica (Arranque y Parada, CND-ASIC, Transferencias ambientales, ICA) y cuando se expanda a capacidades superiores a 20 MW pagará los demás costos y cargos asociados a la participación en el MEM (ej: AGC, Reconc. del CxC, FAZNI)

19 Principales Retos Cogeneración El pago de Transferencias ambientales de Ley 99 debe entender la condición que la Cogeneración está asociado al proceso productivo y por tanto se debe descontar de la base el consumo propio de energía asociado. La Garantía de Potencia (actual) o de Energía Firme (futura) requiere asegurar de forma confiable que el Sistema de Cogeneración tenga disponible una energía excedente y por tanto se requiere la instalación de Turbogeneradores a condensación y tener un respaldo adicional con carbón o gas natural. Para la biomasa se requiere el aprovechamiento energético de los Residuos Agrícolas de la Cosecha - RAC, con lo cual incluso se podría llegar a una capacidad de 300 MW de venta de energía (sextuplicar la capacidad actual).

20 Principales Retos Cogeneración Los beneficios tributarios por Eficiencia Energética para la Cogeneración se deben ampliar para todo el proyecto y no sólo a la recuperación del calor residual como se aprobó en la Res UPME 563 de Dado que en la coyuntura se presenta una recesión en los mercados de carbono para cofinanciar la cogeneración con fuentes no convencionales renovables o con tecnologías más limpias en convencionales, se deben explorar nuevas alternativas de acceder a mecanismos financieros o incentivos para cubrir el costo de inversión.

21 ANEXOS

22 Fuente: Creg Procesos de Cogeneración

23 DEFINICIONES REGULATORIAS RESOLUCIÓN CREG 055 DE 1995 Actividad de Generación Obligación de vincularse al Sistema Interconectado: Los generadores deben someter al despacho central coordinado por el Centro Nacional de Despacho (CND), todas las unidades de sus centrales de generación, conectadas al Sistema Interconectado Nacional y con una capacidad efectiva total en la central superior a 20 MW. RESOLUCIÓN CREG 025 de 1995 Reglamento de Operación - Código de Redes Plantas Centralmente Despachadas:. todas las plantas de generación con capacidad efectiva mayor que 20 MW y todas aquellas menores o iguales a 20 MW que quieran participar en el Despacho Económico.

24 DEFINICIONES REGULATORIAS RESOLUCIÓN CREG 085 DE 1996 Actividad de Cogeneración Inflexibilidad de Sistemas de Cogeneración. Un Sistema de Cogeneración es inflexible cuando las características técnicas del mismo, hacen que genere en una hora, más energía de la requerida por su proceso productivo. RESOLUCIÓN CREG 107 de 1998 Actividad de Cogeneración Energía Excedente con Garantía de Potencia. Es la energía adicional producida por un Cogenerador que tiene asociada una potencia constante en un período de tiempo, garantizada por el agente, la cual es susceptible de contratar a largo plazo. Se entiende como potencia constante en un período de tiempo, la potencia del sistema de cogeneración que el agente respectivo registra ante el ASIC y de la cual no hará uso, en ningún caso, para su propio consumo. Esta potencia se calcula como la diferencia entre la capacidad efectiva del sistema de cogeneración y la potencia máxima que el cogenerador se reservará para su propio consumo.

25 DEFINICIONES REGULATORIAS Inflexibilidad de Unidades. Una unidad es inflexible cuando las características técnicas de la unidad hacen que genere en una hora a pesar de que su precio de oferta es superior al costo marginal del sistema. RESOLUCIÓN CREG 122 DE 1998 Causas de redespacho del Reglamento de Operación Opciones para las plantas filo de agua. A más tardar a la hora de cierre de las ofertas para el despacho del 22 de diciembre de 1998, las plantas de Río Mayo, Florida 2, Ínsula, Esmeralda, San Francisco y Calderas deberán acogerse a una de las siguientes opciones para participar en la bolsa de energía: a) Efectuar ofertas de precios y disponibilidad en la misma forma, tiempo y modo que los demás agentes generadores del Sistema Interconectado Nacional. b) No ser despachadas centralmente, en cuyo caso solo deberán suministrar diariamente, antes de la hora de cierre de las ofertas para despacho, el programa horario de generación para el día siguiente.

26 DEFINICIONES REGULATORIAS RESOLUCIÓN CREG 127 DE 1998 Aclara la Res. CREG 122 de 1998 Sobre las plantas inflexibles filo de agua: No presentar ofertas de precio para el despacho centralizado, en cuyo caso solo deberán suministrar diariamente, antes de la hora de cierre de las ofertas para despacho, el programa horario de generación para el día siguiente, sin que sean objeto de penalizaciones por desviaciones al programa de despacho. Adicionalmente, en el despacho ideal, la generación de tales plantas y la disponibilidad comercial, se considerarán iguales a su generación real RESOLUCIÓN CREG 005 DE 2010 Cogeneración Parágrafo final: El Cogenerador que participe en la Bolsa de Energía con Excedentes con Garantía de Potencia, tendrá categoría de Generador con una Capacidad Efectiva equivalente a los Excedentes con Garantía de Potencia que registre ante el SIC. La regulación aplicable a los generadores, se hace extensiva para estos Cogeneradores

27 COGENERACIÓN Y CARGO POR CONFIABILIDAD RESOLUCIÓN CREG 071 de 2006 Cargo por Confiabilidad RESOLUCIÓN CREG 027 de 2008 Consulta Metodología cálculo ENFICC para COA (Biomasa) Artículo 20. Agentes habilitados para participar en la Subasta o en el mecanismo de asignación que haga sus veces. Las plantas y/o unidades de generación no despachadas centralmente no participarán en la Subasta. Para los efectos de esta resolución, los Cogeneradores recibirán el mismo tratamiento de las Plantas no Despachadas Centralmente. Artículo 56. las plantas no despachadas centralmente solo recaudan Cargo por Confiabilidad por sus ventas de energía en bolsa. VR i, m CERE m * Gi, m En Consulta Contratos de Suministro de Combustible de Origen Agrícola COA-, para el Cargo por Confiabilidad Metodología de cálculo de ENFICC para asignación de Cargo por Confiabilidad para plantas de generación que utilicen COA La CREG considera el COA puede tener potencial y firmeza para generación de energía eléctrica

28 CONCEPTOS CREG PARA COGENERACIÓN Concepto CREG de 2012: Consulta de EPSA el cogenerador es el que define o no si tiene garantía de potencia el cogenerador es el que registra ante el ASIC la potencia que garantiza en un período de tiempo. Concepto CREG 5918 de 2011: Consulta de EPM De acuerdo con las normas citadas, se entiende que los cogeneradores con capacidad mayor a 20 MW están sometidos al despacho central y en el caso de aquellos que no cuentan con garantía de potencia, la venta de sus excedentes se hace en la bolsa de energía, para lo cual participan como generación inflexible. entendemos que los Cogeneradores, independientemente de su capacidad efectiva, para efectos del esquema de cargo por confiabilidad son considerados como plantas no despachadas centralmente por lo cual no participan en la Subasta de asignación de Obligaciones de Energía Firme - OEF.

29 COSTOS EN EL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA (MEM) < 20 MW Costos de Arranque y Parada térmicas Transferencias Ambientales Ley 99 Costos por participación en el MEM con generación < 20 MW Participación en Remuneración CND-ASIC Impuesto ICA Ley 56/81

30 COSTOS EN EL MERCADO DE ENERGÍA MAYORISTA (MEM) 20 MW Despacho central inflexible Transferencia s Ambientales Ley $/kwh Costos de Arranque y Parada térmicas Participación en Remuneración CND-ASIC Impuesto ICA Ley 56/81 Costos por participación en el MEM con generación 20 MW Participación en la asignación de costos AGC Nuevo Nuevo Penalidad por Desviaciones FAZNI Participación en reconciliaciones del CxC Nuevo

31 GRACIAS! Marco Aurelio Vera D. Gerente Negocios de Energía INCAUCA - INGENIO PROVIDENCIA mavera@ingprovidencia.com