Energía Eléctrica en el Uruguay Jornadas de Ingeniería Matemática 18 de Setiembre de 2014
Las fuerzas de cambio Para el 2030, la población del mundo necesitará 45% más energía que hoy. China + India Japón USA + Europa África y Latino América
Política Energética 2030 2008: Aprobación por el Poder Ejecutivo en Consejo de Ministros 2010: Comisión Multipartidaria de Energía, incluyendo todos los partidos políticos con representación parlamentaria TRABAJO EN EQUIPO MIEM - DNE MEF PRESIDENCIA OPP - ONSC URSEA ADME MVOTMA, MIDES, MINT, ANCAP, OSE, ANTEL, MEVIR, INC UTE Rol empresarial de ejecución de la Política Energética
25.000 MW instalados VECINOS PODEROSOS PERO CON SUS PROPIOS PROBLEMAS 125.000 MW instalados HEMOS APRENDIDO QUE TENEMOS QUE VALERNOS POR NOSOTROS MISMOS ESTA REALIDAD NOS IMPONE RIESGOS PERO TAMBIÉN OPORTUNIDADES 3.000 MW instalados
POTENCIA NOMINAL INSTALADA (MW) - Febrero 2014 2013 Centrales Hidroeléctricas 593 Turbinas (Punta del Tigre + CTR) 512 Motores C. Batlle 80 APR + motores Aggreko + diesel autónomos (*) 354 Resto de Térmico UTE 275 Parque Eólico Caracoles UTE 20 Total UTE 1834 Salto Grande Uy 945 Productores Independientes (Biomasa) 64 Productores Independientes (Eólica) 23 Productor Independiente con GAS 3 UPM (**) 40 Total Uruguay 2909 (*) En 2012 se realizó arrendamiento temporario hasta el 2014 de 150 MW de Turbinas y Motores. En 2013 se agregó 200 MW de turbinas. (**) Potencia Instalada aproximada 160 MW, resultando los excedentes inyectados al SIN en general iguales o menores a 40 MW. 1685 MW renovables 1224 MW térmicos
POTENCIA [MW] Potencia Instalada 3000 2500 2000 1500 1000 500 870 1224 487 1538 1538 1538 SOLAR EOLICA BIOMASA TERMICA HIDRAULICA 0 1992 2009 2013
ENERGIA ANUAL [GWh] Vulnerabilidad al Clima 12000 10000 DEMANDA 2015 DEMANDA 2010 3.5% por AÑO 8000 6000 4000 2000 2010 2007 2014 2013 2011 GENERACION HIDRAULICA 2009 2008 2012 2006 0 0% 50% 100% PROBABILIDAD
Vulnerabilidad al Petróleo
USD/MWh Costos de Generación Esperado 180 160 140 120 5% PROBABILIDAD HIDRAULICA TERMICA 100 80 60 40 20 0 10% PROBABILIDAD MEDIO ESPERADO 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
CONVENTIONAL ALTERNATIVE Uruguay Options SOURCE LEVELIZED COST USD/MWh INTER MITTENT PEAKING DISPATCH LOAD FOLLO WING BASE LOAD PP(*) CV fd fc USD/ MWh USD/ MWh % % SOLAR PV 94 16 0 100 17 BIOMASS 120 60 60 85 85 ONSHORE WIND 69 30 0 100 44 GAS PEAKING 258 14,5 135 85 10 DIESEL PEAKING 368 14,5 245 85 10 COAL 183 60 70 85 45 GAS COMBINED CYCLE 155 23 104 85 38 DIESEL COMBINED CYCLE 240 23 188 85 38 LCoE = PP fd/fc + CV (*) PPs include integration cost Keys of Change: Economy, Strength, Sovereignty and Environmental Care Mayor Objective: MINIMUN GENERATION COST
Plan óptimo Optimización genética aplicada a la planificación de inversiones de generación eléctrica. EPIM'2010-26 y 27 Nov.2010 Montevideo Msc. Ing. Ruben Chaer, Member IEEE Dr. Ing Gonzalo Casaravilla, Senior Member IEEE
Alternativas de Expansión en Generación Planificación de las inversiones de generación en Uruguay. Costo, Riesgo y Soberanía. Ing. Eliana Cornalino, Msc. Ing. Ruben Chaer y Dr. Ing. Gonzalo Casaravilla Valores esperados
Cambio de la Matriz de Abastecimiento Energía eólica (1300 MW a fines de 2016) Ciclo Combinado (530 MW, 2015 y 2016) Regasificadora de GNL (2015 y 2016) Interconexión con Brasil (500 MW, 2015) Sistema de Transmisión (2014 2020) Subestaciones y redes Claves del cambio: Economía, fortaleza, soberanía y cuidado ambiental.
POTENCIA [MW] Potencia Instalada al 2016 4500 4000 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 1200 1224 1404 870 487 1538 1538 1538 1538 1992 2009 2013 2016 SOLAR EOLICA BIOMASA TERMICA HIDRAULICA
01/2014 02/2014 03/2014 04/2014 05/2014 06/2014 07/2014 08/2014 09/2014 10/2014 11/2014 12/2014 01/2015 02/2015 03/2015 04/2015 05/2015 06/2015 07/2015 08/2015 09/2015 10/2015 11/2015 12/2015 MW equiv. Dos años de camiones en las rutas 1200 30% 1000 800 MW eq. Inst. MW eq. % EOL/DEM 25% 20% 600 15% 400 10% 200 5% 0 0%
Cambios de la Matriz de Generación AÑO MEDIO 90% RENOVABLES 45 % HIDRO 30% EOLICA 15% BIOMASA
ENERGIA ANUAL [MWh] ENERGIA ANUAL [MWh] ENERGIA ANUAL [MWh] 16000 BIO + SOL EOL FUEL + GOIL GNL HID IMP EXP FALLA DEM 18000 BIO + SOL EOL FUEL + GOIL GNL HID IMP EXP FALLA DEM 14000 12000 Escenario Medio EXPORTACION 16000 14000 Escenario Húmedo EXPORTACION 10000 8000 6000 IMPORTACION HIDRAULICA GAS NATURAL 12000 10000 8000 6000 HIDRAULICA GAS NATURAL 4000 EOLICA 4000 EOLICA 2000 0 FUEL + G OIL BIOMASA 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2000 0 FUEL + G OIL BIOMASA 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 16000 BIO + SOL EOL FUEL + GOIL GNL HID IMP EXP FALLA DEM 14000 12000 Escenario Seco Medio, 10000 8000 FALLA IMPORTACION GAS NATURAL Húmedo y 6000 HIDRAULICA 4000 2000 0 EOLICA FUEL + G OIL BIOMASA 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Seco
Red Prevista 2023 T1 GENERACIÓN EXISTENTE, CONTRATADA, ADJUDICADA PV 5 POTENCIAS AUTORIZADAS EN MW TOMÁS GOMENSORO ALUR 5 ARTIGAS PV 5 Generación Distribuida, Redes e Interconexiones 70 MW GEN RENOVABLES PRIVADOS BIOMASA NETA (264 MW) BIOMASA FUTURA (40 MW) EÓLICA (93 MW) GEN EÓLICA K39607 Y EXT. EÓLICA 1ª. ETAPA (150 MW) EÓLICA 2ª. ETAPA (192 MW) COLONIA J.P. TERRA 67,2 PV 5 LIVRAMENTO PV 50 SALTO GRANDE ARGENTINA ARAPEY PALOMAS SALTO GRANDE URUGUAY PV 10 COLONIA RUBIO RENTNG 65 ARERUNGUÁ 80 5 CONVERSORA DE FRECUENCIA RIVERA PONLAR 7 BIOENER 11,5 500 MW GEN EÓLICA UTE EÓLICA EXISTENTE (20 MW) CONCORDIA PV 0,48 TACUAREMBÓ 150 MANUEL DÍAZ UTE (137 MW) 2000 MW PV 66 PV 40 PAYSANDÚ SALTO PV 10 SALTO 50 LIDERDAT 4,85 SAN JAVIER 0 PV 10 PAMPA 140 STEL TACUAREMBÓ BIOENERGY 40 FENIROL 10 WEYERHAEUSER 5 AGUA LEGUAS_100 PALMATIR 50 CONV. MELO 100 MELO H H CONVERSORA MELO TACUARÍ I 9.2 TACUARÍ II 6.6 UTE EN S.A. (390 MW) UTE - ELETROBRÁS (199 MW) UTE EXPANSIÓN (500 MW) CASABLANCA CONCEPCIÓN SAN JAVIER YOUNG PV 30 CUCHILLA PERALTA ARBOLITO 50 Ladaner_50 ESTRELLADA Estrellada_ 50 RÍO BRANCO GEN PRIVADA CON GAS NATURAL COLONIA ELÍA PV 5 125 FRAY BENTOS MERCEDES NUEVA PALMIRA CONCHILLAS UPM 40 UPM - UTE 18+19 PV 10 DOLORES MONTES DEL PLATA 80 CARDONA PALMAR COLINIA ARIAS 70 Cadonal_50 Vientos de Pastorale_49,2 NUEVA ROSENDO MENDOZA 65,1 HELVECIA COLONIA PV 5 COLONIA JUAN LACAZE COLONIA ROSARIO MC MEEKAN 64 ANDRESITO 50 KENTILUX 17,2 BAYGORRIA ASTIDEY TRINIDAD RODRÍGUEZ LIBERTAD Cobra ing. Uy_48,6 Astidey_50 PUNTA DEL TIGRE TOGLEY 7,75 EFICE TERRA DURAZNO PASO SEVERINO H 5 CARDAL 500 S.VÁZQUEZ L.LANAS BLENGIO 0,9 A.CORRIENTES CANELONES LAS PIEDRAS C LUZ DE LOMA 20 PINTADO FLORIDA SUÁREZ VALENTINES 70 Polesine_50 PANDO LUZ DE MAR 18 LUZ DE RÍO 50 VALENTINES CUCP PANDO 50 BIFURCACIÓN CENTRAL GEN. LIBERTADOR I 15 LA FLORESTA MINAS PV 0,48 GALOFER 12,5 TREINTA Y TRES JOSÉ P.VARELA GEN. EOLICA MINAS 42 LAS ROSAS 1 SAN CARLOS LAS TOSCAS B A I NEPTUNIA SOLYMAR PAN DE AZÚCAR MALDONADO JOSÉ IGNACIO R_Del_Sur_50 PUNTA DEL ESTE MONTEVIDEO Molino de Rosas_ 50 CENTRAL BATLLE 5ta., 6ta., Sala B, Motores PV 5 LAS PIEDRAS 0 ENGRAW 1,8 ZENDA 3,2 CTR La Tablada ARATIRÍ MINERA 170 MW Darinel_50 CENTRAL GEN. LIBERTADOR I 50 Central Gen. Libertador II_50 CARACOLES 20 FINGANO 50 AGROLAND 0,25 LUMIGANOR 9,9 LASCANO ROCHA 116 CONTRATOS FUTUROS BIOMASA 40 F Vengano_40 SAN CARLOS 150 VERGARA CEBOLLATÍ SAN LUIS CHUY CASTILLOS NUEVO MANANTIAL 11,8 ARATIRÍ PUERTO 20 MW ARROZAL 33 RINCÓN DE RAMÍREZ ENRIQUE MARTÍNEZ ZENDA (3,2 MW) Eólica 2 y 1/2 (437 MW) 2ª ETAPA: Eólica 2 y ½ (150 MW) PV - Solar Fotovoltaica (257 MW) Proyectos con dificultades de implementación H MINI HIDRÁULICAS (21 MW)
Trasmisión Distribución EXTENSION DE LA RED DE TRASMISION (en km de Líneas y Cables) DISTRIBUCION - EXTENSION DE LA RED (km DE LÍNEAS Y CABLES) 6.000 70.000 5.000 60.000 4.000 50.000 De 60 Y 30 kv De 15 Y 6 kv 3.000 2.000 1.000 Circuitos de 60kV Circuitos de 110 kv Circuitos de 150 kv Circuitos de 230 kv Circuitos de 500 kv Total de km de líneas 40.000 30.000 20.000 10.000 220 V, 230 V, 400 V 0 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 0 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 TRANSMISION - POTENCIA INSTALADA EN TRANSFORMADORES - MVA DISTRIBUCION - POTENCIA INSTALADA EN TRANSFORMADORES (MVA) 7.000 6.000 5.000 4.000 De 150 kv (**) De 500 kv (**) ** Incluye transformadores elevadores de unidades de generación 7.000 6.000 5.000 4.000 Estaciones MT/MT Subestaciones MT/BT 3.000 3.000 2.000 2.000 1.000 1.000 0 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 0 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020
Millones de USD Inversiones quinquenales de UTE 2000 1.648 1500 1000 728 500 289 0 2000-2004 2005-2009 2010-2014 Precios constantes 2012
Inversiones en el Sector Eléctrico 2010-2017 UTE : USD 2.990 millones (Gen, Dist, Tras, etc.)* Regasificadora de GNL : USD 450 millones UTE ELETROBRAS en Eólica : USD 110 millones* UTE Fideicomiso y S.A. : USD 550 millones* Privados Eólica : USD 1.700 millones Privados Solar Fotovoltaica: USD 400 millones Priv. Biomasa (incluye M. del Plata): USD 550 millones USD 6.750 millones en 8 años 1.6% del PBI promedio SÓLO en el sector ELÉCTRICO 50% de la inversión en Energías Renovables 45% UTE*
Cómo se logó una inversión no estatal de 2300 MMUSD en eólica en tres años? Confianza en el país y en la UTE Instrumentos legales, regulatorios y comerciales Ley de Promoción de Inversiones Ley de Arrendamientos Rurales Adecuaciones del Marco Regulatorio Eléctrico Adecuación de las reglamentaciones Ambientales Procedimientos competitivos de compra (PPA) Predecibles y Transparentes Bancarizables con manejo equilibrado de los riesgos Condiciones de mercado (dinero y tecnólogos) Academia, ANP, ADUANA, MTOP, CIU, AUDEE Participación de UTE como desarrollador
Inversión no pública en Eólica 18 PPA con 100% privados (880 MW) 1 PPA en proyecto UTE/ELETROBRAS (65 MW) 3 PPA con proy. promovidos por UTE (280 MW) Contratos a 20 años Anualidad de 305 millones de USD 1225 MW / 2450 millones de USD de inversión Por qué no invirtió UTE directamente? UTE 2010-2014: 1648 millones de USD 305: a 11% y 20 años da un valor actual de 2450:
Evolution of the Purchase Price of Wind Energy Competitive Procedure P37637 K39123 K39607 K41938 K43037 Date 2/2009 7/2009 7/2010 8/2011 2/2012 USD/MWh 90,25 90,25 85,35 63,5 63,5 MW of de PPA 14.7 54 150 192 488 prices@january2012, 60% PPI and 40% current INCLUDES NETWORK INTEGRATION COSTS Other PPA s assigned with same o less reference costs: UTE-ELETROBRAS (65 MW) at 63.5 USD/MWh Extensions of successful PPA s (100 MW) at 61.46/60.53 USD/MWh UTE: Trust y SA (280 MW) at 63.5 USD/MWh
Asociarse con UTE y participar en el Parque Eólico PAMPA 140 MW USD 273 millones Tacuarembó Cambio Parque Eólico ARIAS 70 MW- USD 142 millones Flores Parque Eólico VALENTINES 70 MW- USD 158 millones Florida y Treinta y Tres
USD/MWh Costos de Generación Esperado 180 160 140 120 5% PROBABILIDAD 100 80 60 40 20 0 10% PROBABILIDAD MEDIO ESPERADO 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
USD/MWh Costos de Generación Esperado 180 160 140 120 100 5% PROBABILIDAD 10% PROBABILIDAD 800 a 300: 80 60 40 20 0 MEDIO ESPERADO Si no se hubiese cambiado radicalmente la matriz de generación, en el año 2016 la generación costaría un 40% más 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
MUSD Reducción de la Vulnerabilidad SOBRECOSTO ABSOLUTO POR ENCIMA DEL MEDIO ESPERADO 1000 800 600 5% PROBABILIDAD 900 a 500 1100 a 300 400 200 10% PROBABILIDAD 0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Desafíos Técnicos Filtrado de variabilidades Programación de las siguientes 72hrs. Despacho Optimo
Operación de sistemas con ALMACENES Problema de optimización complejo por el vínculo temporal. El problema es que además decidir qué y cuánto hay que decidir cuándo.
Regasificadora Energía embalsable equivalente al 70% de Bonete. Agenda Cargos de GNL anual. Cargos de GNL Spot.
El Despacho Óptimo min FC u X, hoy u El resultado de resolver este problema es la obtención de la política óptima.
Programación Dinámica Estocástica. r k x k x k 1 '' CE '' CF x, k 1 ' CE CF x ', k 1 t u k
Valor de la Optimización Si en lugar de realizar la operación óptima del embalse de Rincón de Bonete, se optara por una política simplificada que tuviera por objetivo extraer la máxima energía de los aportes, se incurriría en un costo que en valor esperado es de 100 MUSD/año
Plataforma SimSEE 2005-2007: Proyecto PDT 47/12 BID-CONICYT. Creación de la Plataforma. 2009-2012: Proyecto ANII-FSE-19. Implantación de OddFace y Modelado de Red Eléctrica. 2013-2014: Proyecto ANII-FSE-2011-1-6552. Modelado de Renovables. Creación de la versión 10- minutal, modelo estocástico de radiación solar, etc. 2014 -...Proyecto ANII-FSE-1-2013-1-10957. OptimizacionAgendas de GNL http://iie.fing.edu.uy/simsee/simsee/
Valor de los pronósticos MAS INFORMADO vs. MENOS INFORMADO
Proyección del costo marginal MAS INFORMADO vs. MENOS INFORMADO
Desvío Hidráulica acumulada AÑOS
Desvío Eólica acumulada MESES
Desvío Solar acumulada MESES
Automatic Generation Control (AGC) on all the Hidro Generators and Gas Turbines Uruguay has plenty of spinning reserve for the next 20 years
Perfil diario Valor Esperado VERANO MAL BIEN BIEN
Perfil diario Valor Esperado INVIERNO MEJOR BIEN BIEEN/POBRE
expected energy / expected anual average Monthly correlation of sources 1,4 1,2 GOOD 1 0,8 0,6 0,4 0,2 GOOD BAD WIND and DEMAND: GOOD SOLAR and HID in SUMER: GOOD SOLAR and DEMAND in WINTER: BAD Wind Hydro Sun Demand 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 month
Bombeo y Acumulación 2030? 2020?
Cuándo entre el Bombeo y Acumulación?
Flota de autos Eléctricos de UTE Julio de 2014: primeras 30 La mayor flota en Sud América 2020: BSS con baterías hasta su fin de vida ú
Gestión de Carga - Transporte Eléctrico Proyecto: Hacia un transporte automotor racional y eficiente: Autos Híbridos y Eléctricos
Windy spring days Optimum Matrix assume SMALL PRICE of the EXPORTS and all the WIND is going to be DISPATCHED and PAYED
September 2014: 384 MW working Wind Generation Percentage of the demand UTE: We are friends of wind, water and sun.
RENOVABLES, INTERC. y GNL UTE - Redes Inteligentes UTE = Suministro de Energía Eléctrica con sostenibilidad ECONOMICA, SOCIAL y AMBIENTAL RESPALDO TERMICO FLEX. MATRIZ DE ABASTECIMIENTO FILTRADO DE VOLATILIDADES GESTION OPTIMA DESPACHO OPTIMO OPTIMIZACION DE LA GENERACION OPTIMIZACION DE LAS REDES OPTIMIZACION DE LA OPERACION GESTION DE LA DEMANDA CONOCIMIENTO DEL CLIENTE TECNOLOGIAS ESPECIFICAS
Algoritmos genéticos Genotipo, cruzamiento y mutación Cruzamiento Mutación EPIM'2010-26 y 27 Nov.2010 - Montevideo 58
Genotipo = PI Parques Eólicos de 20 MW De 2008 a 2026 Centrales térmicas 180 MW De 2008 a 2026 Decodificador Fenotipo Aptitud = - CAD SimSEE EPIM'2010-26 y 27 Nov.2010 - Montevideo 59
MW 10000 Optimum Instaled Power 2040 9000 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 SOLAR WIND BIOMASS THERMAL HIDRAULIC PEAK 1200 1224 1404 1800 2000 SOLAR at 94 USD/MWh 1250 69 USD/MWh 2300 5000 4950 SOLAR at WIND at 69 USD/MWh 4600 1540 890 CC 1540 650 TG 1538 1538 1538 1538 2013 2016 2040 2040 10.300 GWh/year 28.000 GWh/year
Biomasa Energética Agrícolas y otros 7.000.000 hás 41% Priodidad forestal sin forestar 2.000.000 hás 12% PF 18% Ganaderas 7.000.000 hás 41% Ya forestadas 1.000.000 hás 6%
GWh/año Hás - biomasa embalsable Biomasa Energética Has Forestadas 40.000 35.000 30.000 25.000 BioBase BIOEmbalse BIO_AutoDesp Solar EOL Hid Hás_BioEmb 600.000 500.000 400.000 20.000 300.000 15.000 200.000 10.000 5.000 100.000 0 0 BioEmb+BioBase en 2050: 560.000 has 3% Uru, 30% de las de PF aun no forestadas
MW Biomasa Energética - MW 4.500 4.000 3.500 3.000 2.500 BioBase BIOEmbalse BIO_AutoDesp DemMedia EOL Solar Hid 2.000 1.500 1.000 500 0 MW al 2050: 3900 EOL, 2800 BIO, 660 SOL y 1500 HID BIO: 200 AutoDesp, 1200 Embalse y 1400 Base
Desafíos y plan de acción Desarrollar y maximizar retorno de inversiones en infraestructura - Compra, venta de GNL y regasificación en el exterior, - Compra/venta de energía eléctrica en la región, - Gestión de la demanda (redes inteligente), - Desarrollo de transporte eléctrico, - Centrales de bombeo y acumulación, - Innovación en la comercialización de paquetes energéticos. La integración vertical de los modelos de negocios es una fortaleza y una oportunidad para optimizar generación variable y demanda gestionable. Desarrollo de capacidades de análisis, planificación y operación óptima Gestión, Gestión y más Gestión.
N 1 150 kw YEAR 2000
Parque Juan Pablo Terra - Artigas