Cambios en la Política Operación por introducción de eólica y térmica a gran escala. Ing. Andrés Martínez Ing. Milena Gurin Trabajo de fin de curso SimSEE 2012
Objetivo Obtener y comparar las políticas de operación resultantes al considerar los siguientes escenarios para años futuros: Expansión Eólica con integración regional (importación de Brasil y Argentina). Expansión Térmica con integración regional. Expansión Eólica sin integración regional. Expansión Térmica sin integración regional.
Hipótesis de trabajo Variables Globales: Se utilizaron 4 postes monótonos con la siguiente duración por paso: Primer paso: 7 horas Segundo paso: 28 horas Tercer paso: 91 horas Cuarto paso: 42 horas Duración del paso del tiempo: 168 horas. Período de simulación y optimización: según escenario de estudio considerado.
Hipótesis de trabajo Fuentes Aleatorias: Fuentes de aportes de las represas y el comportamiento del viento se utilizaron series CEGH. Actores: Los parámetros de los actores dependen del escenario de estudio que se considere.
Hipótesis de trabajo Valores de Potencia de los Generadores Generador Potencia (MW) Térmicos CTR 200 PTI 294 Motores Central Batlle 80 Ciclo Combinado 540 Biomasa Autodespachada 180 Biomasa Convocable 20 Generación distribuida 80 Total 1394 Hidráulicos Salto Grande 945 Bonete 155 Palmar 333 Baygorria 108 Total 1541 Eólicos Eólicos 1200 Total 1200 Potencia total 4135
Hipótesis de trabajo Costos Variables Generador Térmico Costo (U$S/MWh) CTR 314 PTI (Gas Natural) 169 Motores Central Batlle 168 Ciclo Combinado (Gas Natural) 100 Biomasa Autodespachada 1 Biomasa Convocable 63 Generación distribuida 90 Costo variable de los generadores hidráulicos y de los generadores eólicos: 0 U$S/MWh
Hipótesis de trabajo Demanda Escalones de fallas Porcentaje 5% 7.5% 7.5% 80% Precio (U$S/MWh) 250 400 1200 2400 Demanda Total del Sistema para el 2015: 13339.401 GWh anuales Integración regional País Potencia (MW) Costo Variable (U$S/MWh) Disponibilidad Argentina 100 300 0.3 Brasil 570 80 0.8 La importación de Brasil comprende las conversoras de Rivera y de Melo.
Resultados del Estudio
2000 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 Escenario base año 2015 Demanda Fija Generación por Fuente Generación por fuente (valor esperado) Generación por fuente (valor esperado) 2000 eexpbr_prom eexpag_prom eimpbr_prom eimpag_prom ehid_prom efalla_prom efo_prom ego_prom egn_prom eeol_prom ebio_prom edem_prom 1800 1600 1400 1200 1000 800 600 400 200 0 eexpbr_prom eexpag_prom eimpbr_prom eimpag_prom ehid_prom efalla_prom efo_prom ego_prom egn_prom eeol_prom ebio_prom edem_prom MW medios semanales 01-01-2015 01-05-2015 01-09-2015 01-01-2016 01-05-2016 01-09-2016 01-01-2017 01-05-2017 01-09-2017 01-01-2018 01-05-2018 01-09-2018 01-01-2019 01-05-2019 01-09-2019 07-01-2016 07-02-2016 07-03-2016 07-04-2016 07-05-2016 07-06-2016 07-07-2016 07-08-2016 07-09-2016 07-10-2016 07-11-2016 07-12-2016 MW medios semanales
Escenario base año 2015 Demanda Fija Costo Marginal cmguym 120 100 El promedio varía entre los 40 USD/MWh y 70 USD/MWh. 80 USD/MWh 60 40 Prom Pe20.0% Pe80.0% 20 0 01-01- 2015 20-07- 2015 05-02- 2016 23-08- 2016 11-03- 2017 27-09- 2017 15-04- 2018 01-11- 2018 20-05- 2019
Escenario base año 2015 Demanda Fija Política de operación de Bonete Clase 1 Clase 2 Clase 3 Clase 4 Clase 5 81 79.423 77.6157 75.4323 72.4423 81 70 79.423 77.6157 75.4323 72.4423 70 81 79.423 77.6157 75.4323 72.4423 70 81 79.423 77.6157 75.4323 72.4423 81 70 79.423 77.6157 75.4323 72.4423 70 Cota del lago (m) U$S/MWh 100-110 90-100 80-90 70-80 60-70 50-60 40-50 30-40 20-30 10-20 0-10 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 Semana del año 35 37 39 41 43 45 47 49 51
Hipótesis de los escenarios de expansión
Despacho de Falla Con Importación Crecimiento anual de la demanda del 4,5% Generación por fuente (valor esperado) MW medios semanales 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 + 600 MW 0 01-01-2015 01-01-2016 01-01-2017 01-01-2018 01-01-2019 01-01-2020 01-01-2021 01-01-2022 01-01-2023 01-01-2024 01-01-2025 01-01-2026 01-01-2027 01-01-2028 01-01-2029 01-01-2030 01-01-2031 eexpbr_prom eexpag_prom eimpbr_prom eimpag_prom ehid_prom efalla_prom efo_prom ego_prom egn_prom eeol_prom ebio_prom edem_prom Incorporar 600 MW para cubrir la demanda en el año 2030 para que la probabilidad de despacho de falla sea menor al 5%
Despacho de Falla Sin Importación Crecimiento anual de la demanda del 4,5% Generación por fuente (valor esperado) MW medios semanales 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 + 800 MW 0 01-01-2015 01-01-2016 01-01-2017 01-01-2018 01-01-2019 01-01-2020 01-01-2021 01-01-2022 01-01-2023 01-01-2024 01-01-2025 01-01-2026 01-01-2027 01-01-2028 01-01-2029 01-01-2030 01-01-2031 eexpbr_prom eexpag_prom eimpbr_prom eimpag_prom ehid_prom efalla_prom efo_prom ego_prom egn_prom eeol_prom ebio_prom edem_prom Incorporar 800 MW para cubrir la demanda en el año 2030 para que la probabilidad de despacho de falla sea menor al 5%
Expansión eólica con integración regional
Expansión eólica con integración regional Generación por Fuente-Período 2030-2040 con Demanda Fija Generación por fuente (valor esperado) Generación por fuente (valor esperado) 3500 3500 MW medios semanales 3000 2500 2000 1500 1000 500 eexpbr_prom eexpag_prom eimpbr_prom eimpag_prom ehid_prom efalla_prom efo_prom ego_prom egn_prom eeol_prom ebio_prom edem_prom MW medios semanales 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 0 01-01-2030 01-01-2031 01-01-2032 01-01-2033 01-01-2034 01-01-2035 01-01-2036 01-01-2037 01-01-2038 01-01-2039 02-01-2035 02-02-2035 02-03-2035 02-04-2035 02-05-2035 02-06-2035 02-07-2035 02-08-2035 02-09-2035 02-10-2035 02-11-2035 02-12-2035 eexpbr_prom eexpag_prom eimpbr_prom eimpag_prom ehid_prom efalla_prom efo_prom ego_prom egn_prom eeol_prom ebio_prom edem_prom Se introducen 1700 MW de eólica con factor de disponibilidad del 35% (~600MW) para el año 2030.
Expansión eólica con integración regional Costo Marginal- Período 2030-2040 con Demanda Fija cmguym 300 250 El promedio varía entre 100 USD/MWh y 200 USD/MWh. 200 USD/MWh 150 100 Prom Pe20.0% Pe80.0% 50 0 01-01- 2030 16-05- 2031 27-09- 2032 09-02- 2034 24-06- 2035 05-11- 2036 20-03- 2038 02-08- 2039
Expansión eólica con integración regional Clase 1 Política de operación de Bonete- Año promedio U$S/MWh 450-500 Clase 2 Clase 3 Clase 4 70 70 70 Cota del lago (m) 400-450 350-400 300-350 250-300 200-250 150-200 100-150 50-100 0-50 CTR PTI/MCB CC Biomasa Clase 5 70 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 Semana del año
Expansión térmicaconintegración regional
Expansión térmica con integración regional Generación por Fuente- Período 2030-2040 con Demanda Fija Generación por fuente (valor esperado) Generación por fuente (valor esperado) 3500 3500 MW medios semanales 3000 2500 2000 1500 1000 500 eexpbr_prom eexpag_prom eimpbr_prom eimpag_prom ehid_prom efalla_prom efo_prom ego_prom egn_prom eeol_prom ebio_prom edem_prom MW medios semanales 3000 2500 2000 1500 1000 500 eexpbr_prom eexpag_prom eimpbr_prom eimpag_prom ehid_prom efalla_prom efo_prom ego_prom egn_prom eeol_prom ebio_prom edem_prom 0 01-01-2030 01-01-2031 01-01-2032 01-01-2033 01-01-2034 01-01-2035 01-01-2036 01-01-2037 01-01-2038 01-01-2039 0 02-01-2035 02-02-2035 02-03-2035 02-04-2035 02-05-2035 02-06-2035 02-07-2035 02-08-2035 02-09-2035 02-10-2035 02-11-2035 02-12-2035 Se introducen 720 MW de ciclo combinado con factor de disponibilidad del 85% (~600MW) para el año 2030.
Expansión térmica con integración regional Costo Marginal- Período 2030-2040 con Demanda Fija cmguym 300 250 El promedio varía entre los 120 USD/MWh y 230 USD/MWh. 200 USD/MWh 150 100 Prom Pe20.0% Pe80.0% 50 0 01-01- 2030 16-05- 2031 27-09- 2032 09-02- 2034 24-06- 2035 05-11- 2036 20-03- 2038 02-08- 2039
Expansión térmica con integración regional Política de operación de Bonete- Año promedio Clase 1 Clase 2 Clase 3 Clase 4 70 70 70 70 Cota del lago (m) U$S/MWh 350-400 300-350 250-300 200-250 150-200 100-150 50-100 0-50 CTR PTI/MCB CC Biomasa Clase 5 70 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 Semana del año
Conclusiones Política de Operación Los valores del agua más bajos se presentan en los escenarios de expansión térmica. Los valores del agua más altos se presentan en los escenarios de expansión eólica. Esto probablemente se deba a que el recurso hídrico se cuide más al incluir en el sistema mucha energía eólica, caracterizada por tener grandes variaciones a lo largo del día.
Conclusiones Costo Marginal Con integración regional: es menor con expansión eólica que con una expansión térmica. Sin integración regional: es mayor con una expansión eólica que con una expansión térmica. Al no existir respaldo de otros países se despacha energía de origen GO, FO y Falla para cubrir la demanda aumentando el costo marginal.
FIN MUCHAS GRACIAS!