LA NUEVA MATRIZ DE GENERACIÓN ELÉCTRICA LLEGÓ PARA QUEDARSE
Motivación de la presentación Polémica durante el ajuste de tarifas 2016. Cuestionamientos a la Nueva Matriz. Cuestionamiento por la firma de contratos de compra de energía en dólares. LA NUEVA MATRIZ DE GENERACIÓN ELÉCTRICA LLEGÓ PARA QUEDARSE
Política Energética 2030 2008: Definida por el Poder Ejecutivo 2010: Acuerdo Multipartidario TRABAJO EN EQUIPO EN EL SECTOR ELÉCTRICO MIEM DNE DNI Programa Eólico y Eficiencia Energética PRESIDENCIA MEF OPP CN Intendentes MVOTMA MTOP MI IMM INC BSE BCU RAFISA BVM BEVSA BROU BHU PNUD BID Banco Mundial URSEA ADME AUGPEE CIU AUDEE ACADEMIA UTE - Rol empresarial y ejecutor
USD/MWh Costos esperados de generación y sus vulnerabilidades 180 160 140 120 100 80 60 40 20 0 5% PROBABILIDAD 15% MEDIO ESPERADO 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Alternativas de expansión en generación SOLAR FOTOVOLTAICA BIOMASA EÓLICA PEQUEÑAS HIDRÁULICAS CARBÓN TERMONUCLEAR TURBINAS/MOTORES (CA/CC) Optimización con la consigna de minimizar el costo de generación y garantizar el abastecimiento en forma soberana. Como política, mas allá de lo técnico/económico también se apostó a las energías renovables por razones ambientales.
Sistema óptimo para Uruguay Rápida incorporación de Eólica y luego Solar Respaldo con Turbinas (C. Combinado y CA) Fuerte Interconexión Alternativa con Brasil Potenciar el Sistema de Transmisión
Generación Distribuida, Renovables, Térmicas, Redes e Interconexiones 2000 MW 570 MW
ENERGÍA ANUAL [MWh] Cambios de la matriz de generación 16000 14000 12000 Cuentas de 2010-2011 EXPORTACIÓN 10000 8000 6000 4000 2000 0 HIDRÁULICA FUEL + GOIL GNL + GOIL EÓLICA BIOMASA + SOLAR
60% Eólica en diciembre de cada año 1476 1600 50% 40% Potencia Eólica Instalada (MW) Energía Eólica/Energía Total (%) 40% 1400 1200 1000 30% 20% 10% 2017 MW SPOT 79 UTE 158 PPA 1239 1476 800 600 400 200 MW 0% 0 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Generación Distribuida, Renovables, Térmicas, Redes e Interconexiones
MILLONES DE USD Inversiones quinquenales de UTE Millones de USD 2000 1500 1648 1366 1000 728 500 289 0 2000/2004 2005/2009 2010/2014 2015/2019
3700: Sector Eléctrico: Inversiones 2010-2019 4700:
Sector Eléctrico: Inversiones 2010-2019
Inversión mediante PPA en Eólica 26 PPA 1239 MW 2500 Millones de USD Por qué no invirtió UTE directamente?
Cómo se logró una inversión no estatal de 2500 MMUSD en Eólica en tres años? Confianza en el país y en la UTE: Grado Inversor. Instrumentos legales, regulatorios y comerciales. Condiciones de mercado (dinero y tecnológicos). Alineamiento de TODOS los actores relevantes. UTE como desarrollador de Proyectos.
Otras estructuras jurídicas y financieras Leasing Operativo (70 MW). Fideicomiso Financiero (Pampa y Arias). Sociedades Anónimas: o Cerradas (UTE+ELETROBRAS) o Abiertas (Valentines)
Mejora del perfil de deuda 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% [VALO R] [VALO 2 años R] 6.4 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 (Proy.) Moneda Local Moneda Extranjera
Cobertura USD-UI con el BCU Operación por 720: (18 meses x 40:) Establecimiento del precio compra en UI Incertidumbre cambiaria en la misma moneda que los ingresos/tarifas
Hipótesis y más hipótesis Crecimiento de la demanda. Modelos de gestión de la demanda. Costo de los combustibles fósiles. Intercambio regional de energía. Geopolítica de mediano y largo plazo.
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Energía (GWh) 15000 14000 13000 12000 11000 Demanda Demanda Real Demanda Proyectada con Dem Industrial Demanda Proyectada 2014 Demanda Proyectada 2016 10000 9000 8000 11500 GWh @ 2020 7000 6000 Año
Fósiles Brent/GNL
Erogaciones proyectadas 2016 (millones de USD) [NOMBRE DE CATEGORÍA] [PORCENTAJE] [NOMBRE DE CATEGORÍA] [PORCENTAJE] [NOMBRE DE CATEGORÍA] [PORCENTAJE] [NOMBRE DE CATEGORÍA] [PORCENTAJE] [NOMBRE DE CATEGORÍA] [PORCENTAJE] [NOMBRE DE CATEGORÍA] [POR [NOMBRE DE CATEGORÍA] [PORCENTAJE] [NOMBRE DE CATEGORÍA] [PORCENTAJE] CEN CAD: Costo total variable de generación
MILLONES DE USD Reducción de 500 millones de USD del CAD 1200 1000 800 600 400 200 1134 1131 1071 954-500 MUSD 841 758 719 621 603 634 481 304 286 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 CAD REAL CAD MEDIO PREVISTO
USD / MWh 160 140 120 100 80 60 40 20 Reducción de un 52% del costo unitario variable de generación 30,8 26,3 85 65 138,6 96 110 79,9 52,3 102,5 64,9 40,4 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 52,8 CAD/MWh REAL CAD MEDIO/MWh PREVISTO
USD/MWh ADM 2014: costos de generación 180 160 140 5% PROBABILIDAD 120 100 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
USD / MWh 110 100 Ajuste de demanda, fósil y 300 MW Costo unitario variable de generación 90 80 70 60 HIPÓTESIS 2014 (diario del viernes) 300 MW 1400 MW 300 MW 50 40 30 REALIDAD (diario del lunes) 1400 MW 20 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019
Estudios de expansiones óptimas AÑO DEM [GWh] EOL [MW] SOL [MW] EOLeq [MW] % DEM HIPOTESIS RELEVANTES EST DEMANDA FP: 40% FP: 16% FP: 40% Trabajo EPIM 2010 2015 10811 900 0 900 28% Eólica a 90 USD/MWh, 120 USD/Bbl, ALTA DEMANDA 1 2025 15103 2400 0 2400 54% Eólica a 90 USD/MWh, 120 USD/Bbl, ALTA DEMANDA 2 Trabajo ELAEE 2011 2015 10580 800 0 800 26% Eólica a 90 USD/MWh, 80 USD/Bbl, ALTA DEMANDA 3 2025 14285 2400 0 2400 57% Eólica a 90 USD/MWh, 80 USD/Bbl, ALTA DEMANDA 4 Informe PLA PI-04-11 2016 13500 1113 0 1113 28% Eólica a 70, 103 USD/Bbl, ALTA DEMANDA+ARATIRI 5 2020 14900 1593 0 1593 36% Eólica a 70, 103 USD/Bbl, ALTA DEMANDA+ARATIRI 6 Informe PLA PI-08-11 2015 13000 1244 0 1244 33% Eólica a 70, 110 USD/Bbl, ALTA DEMANDA+ARATIRI 7 2015 11300 1044 0 1044 31% Eólica a 70, 110 USD/Bbl, ALTA DEMANDA 8 2028 19500 2144 0 2144 37% Eólica a 70, 110 USD/Bbl, ALTA DEMANDA+ARATIRI 9 2028 18000 1844 0 1844 35% Eólica a 70, 110 USD/Bbl, ALTA DEMANDA 10 Informe PLA PI-05-14 2030 20600 2300 2400 3260 54% Eólica a 70 y solar a 95 USD/MWh, 105 USD/Bbl, ALTA DEMANDA+ARATIRI 11 2030 18900 2100 1900 2860 51% Eólica a 70 y solar a 95 USD/MWh, 105 USD/Bbl, ALTA DEMANDA 12 Trabajo CIER 2014 2030 20000 2550 700 2830 48% Eólica a 69 y solar a 94 USD/MWh, 160 USD/Bbl, ALTA DEMANDA+ARATIRI 13 2040 28000 5000 1250 5500 67% Eólica a 69 y solar a 94 USD/MWh, 160 USD/Bbl, ALTA DEMANDA+ARATIRI 14 2030 20000 2450 1800 3170 54% Eólica a 69 y solar a 69 USD/MWh, 160 USD/Bbl, ALTA DEMANDA+ARATIRI 15 2040 28000 4600 2300 5520 67% Eólica a 69 y solar a 69 USD/MWh, 160 USD/Bbl, ALTA DEMANDA+ARATIRI 16 Trabajo IIE 2016 2030 14819 1500 400 1660 38% Eólica a 69 y solar a 80 USD/MWh, GNL 13.7 USD/MBTU, BAJA DEMANDA 17 2040 18970 2550 950 2930 52% Eólica a 69 y solar a 80 USD/MWh, GNL 17.2 USD/MBTU, BAJA DEMANDA 18 2030 14819 1800 750 2100 48% Eólica a 69 y solar a 80 USD/MWh, GO-BRENT 107 USD/bbl, BAJA DEMANDA 19 2040 18970 3000 1650 3660 66% Eólica a 69 y solar a 80 USD/MWh, GO-BRENT 142 USD/bbl, BAJA DEMANDA 20 2030 14819 1800 700 2080 48% Eólica a 69 y solar a 80 USD/MWh, GNL 21.2 USD/MBTU, BAJA DEMANDA 21 2040 18970 2800 1300 3320 59% Eólica a 69 y solar a 80 USD/MWh, GNL 27.1 USD/MBTU, BAJA DEMANDA 22 2030 14819 2000 850 2340 54% Eólica a 69 y solar a 80 USD/MWh, GO-BRENT 181.9 USD/bbl, BAJA DEMANDA 23 2040 18970 3300 1650 3960 71% Eólica a 69 y solar a 80 USD/MWh, GO-BRENT 241.4 USD/bbl, BAJA DEMANDA 24 Notas: No se ha considerado la BIOMASA que cada estudio supuso asumiéndose que se compensaría con la térmica a instalar de cada estudio.
Matriz óptima (Estudio IIE 2016) 18000 GWh, 2700 MW EOL, 950 MW SOL, 1100 MW TER
75% 65% Evolución temporal del % de aporte de Eólica y Solar % DEM ALTA GO % DEM ALTA GNL 55% 45% % DEM BAJA GO % DEM BAJA GNL 35% 25% 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 Eólica a 64 vs Térmica a 100 USD/MWh!
El combustible óptimo de expansión es hoy la Eólica y/o Solar a futuro EÓLICA CONTRATO A 20 AÑOS 67 USD/MWh* con 40% sin act. 64 USD/MWh en USD constantes TURBINA DE CICLO ABIERTO/ GO Brent a 40 USD/bbl* VARIABLE DE 100 USD/MWh Vertiendo hasta un 36% de eólica el GO recién empata. El Brent debe estar a 40x0.64 = 26 USD/bbl para empatar. Quién no firmaría un contrato a 20 años comprando petróleo a 26 USD/bbl en términos constantes? Incluso HOY vertiendo un 33% el GO recién empata. *valores de abril de 2016
Evolución de la tarifa media 2010-2016 105,0 100,0 95,0 90,0 85,0 80,0 75,0 70,0 65,0 60,0 100,0 91,5 90,7 93,6 91,0 88,7 84,9 83,6 78,9 71,1 85,3 83,0 84,1 IPC IMS 68,9 69,0 dic-09 dic-10 dic-11 dic-12 dic-13 dic-14 dic-15 dic- TARIFA vs. IPC: -16 % TARIFA vs. IMS: -31 %
El titular que podría haber sido: AJUSTE DE UTE MENOS DE 10 % Pese a que más del 50% de los costos de UTE son en dólares, que éste se aprecia un 16% y que el resto de los costos se incrementan entre 9 y 10%, UTE logra ajustar menos de 10% gracias al cambio de la matriz de generación y a las reformas estructurales en curso.
Otro titular que podría ser: MEJORAS DEL SECTOR ELÉCTRICO CONTRARRESTAN AJUSTE POR ALZA DEL DÓLAR Pese a que en los años 2015 y 2016 más del 60% de los costos de UTE son en dólares, que éste se aprecia un 36% y que el resto de los costos se incrementan en promedio un 20%, UTE logra ajustar menos de 18% en el período, gracias al cambio de la matriz de generación y a las reformas estructurales en curso.
LA NUEVA MATRIZ DE GENERACIÓN ELÉCTRICA LLEGÓ PARA QUEDARSE 75% 70% 65% 60% 55% 50% 45% Evolución temporal del % de EOLICA + SOLAR respecto a la Demanda % DEM ALTA GO % DEM ALTA GNL % DEM BAJA GO % DEM BAJA GNL 4 2 15 11 23 12 13 40% BBL 80-120 9 17 EOL 70-90 6 DEM entre 35% 10 15000 y 20000 30% 25% 7 8 1 5 3 2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 21 19 24 20 22 18 DEM 28000 16 14 DEM 20000 105.0 100.0 95.0 90.0 85.0 80.0 75.0 70.0 65.0 100.0 91.5 90.7 88.7 84.9 TARIFA - IPC - IMS Base 100 = 2009 83.6 93.6 78.9 91.0 71.1 85.3 83.0 84.1 68.9 69.0 60.0 dic-09 dic-10 dic-11 dic-12 dic-13 dic-14 dic-15 dic- IPS=IMS=100 TARIFA/IPC TARIFA/IMS
El valor de UTE como Empresa Pública Beneficios a productores, industrias y comercios. Inclusión social y regularización de servicios. Electrificación Rural. Creación de Ciudadanía. Seguro solidario ante inundaciones y tornados. Fomento de la Eficiencia Energética. Fomento de la Industria Nacional. Cuidado integral del medio ambiente. Inversión en Investigación y desarrollo (Fondo Sectorial) Generación de puestos de trabajo de calidad.
Parque Juan Pablo Terra Agosto 2014 67.2 MW Artigas - Uruguay LA NUEVA MATRIZ DE GENERACIÓN ELÉCTRICA LLEGÓ PARA QUEDARSE