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1er CURSO ARIAE DE

REGULACIÓN ENERGÉTICA

Costes de generación de energía eléctrica

Claudio Damiano

ENRE - Argentina

cdamiano@enre.gov.ar

17 al 21 de Noviembre de 2003.

Centro Iberoamericano de Formación de la Agencia Española de Cooperación Internacional

LA ANTIGUA – GUATEMALA.

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Energías primarias y secundarias

E = m.c2

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Sesiones vinculadas

• Sesión A.1.4. Regulación de los costes medioambientales y sociales de los sectores de la energía.

Sra. Dª. Carmen Fernández Rozado,• Sesión A.1.5. Análisis comparativo de los distintos esquemas

regulatorios para promover la generación con fuentes de energía renovables.

Sr. D. Carlos Solé Martín, • Sesión A.3.1. Introducción. Aspectos técnico-económicos del sector

del gas natural.

Sr. D. Raúl Monteforte,

• Sesión B.2.1. Costes de extracción y aprovisionamiento de gas natural.

Sra. Dª. Sandra Fonseca,

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hidráulica térmica nuclear eólica solar química

Energías primarias

Coexisten diferentes energías primarias y diferentes tecnologías para transformarlas.

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Energías primarias: características

Cuales son mas usuales?

Cuales se distinguen por su costo de capital?

Cuales por el costo en insumo?

Cuales por su costo ambiental?

hidráulica térmica nuclear eólica solar química

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Energía primaria Hidráulica

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Tecnologías de generación hidráulica

Pequeñas centrales Pelton Kaplan Bulbo

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Energía primaria térmica

ENERGIA = EXERGÍA + ANERGIA

EXERGÍA

ANERGÍA

Explica parcialmente diferencias de precios entre combustibles (net back?)

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con combustible fósil

sin combustible fósil– renovables: hidroeléctricas, solar, eólica,

biomasa, geotérmica.

– no renovables: Nuclear

Tecnologías de Generación usuales

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Tecnología base combustibles fósiles Tecnologías base combustibles de origen no fósilNo renovables Renovables

Turbinas a gas Nuclear HidroeléctricasLWR Convencional Grandes

Ciclo combinado LWR avanzado PequeñasPHWR convencional

Calderas comb. fósiles PHWR avanzado GeotérmicasConvencionales Reactor reproductor rápido ConvencionalesAvanzadas Reactor refrigerado por gas Binarias

Reactores peq. y med. potencia GeopresurizadasCombustión lecho fluidizado Roca caliente secaA presión CLFP MagmaPresión atmosférica CLFA

EólicasCeldas de combustibles TerrestresGas natural MarinasGasificación integrada

SolarCiclo avanzado Torre solarCiclo binario Rankine Parabólico de un solo pasoGasificación/híbrido base CLFP Disco parabólico/ciclo SterlingMagnetohidrodinámica Fotovoltáico a base de cristal

Fotovoltáico amorfoGasific. carbón/ciclo combinado Fotovoltáico de película delgada

Concentradores fotovoltáicosCiclo combinado comb dta de carbón

BiomasaDesechos de recolecciónCultivos energéticosResiduos urbanosGas de vertederoCombustiónMareotérmicaMareomotrizOlas

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Tecnologías usuales de generación térmica

Motores diesel Turbinas de gas Turbinas de vapor Ciclos combinados Nuclear

– Pueden utilizar distintos combustibles– Rendimientos en kcal/kWh

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Combustibles fósiles usados en generación térmica

Carbón Gas Natural Gas liquificado de petróleo Fuel Oil Diesel Oil Gas Oil Orimulsión

Estrategias de compra

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Clasificación de costos Costos Fijos:

– Costo de Inversión

Costos variables– Costo de combustible– Costo variable sin combustible

Otras clasificaciones: Medios y Marginales, Corto y Largo Plazo.

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Características por Tipo tecnológico

Tipo Inversión

u$s/kW

Constr

años

ConsEspec

kcal/kWh

Combust Tiempoarranq

Hidro 1600-2200 3-8 Agua 1 a 7 min

Nuclear 1500-2100 6-8 2400-2700 Ur 20 a 40 hs

TV 700-1200 2-4 2200-2500 CMFOGN

12 a 36 hs

TG 300-400 0.5-2 2500-3000 GOGN

7 a 20 min

CC 500-650 1.5-2.5 1600-2100 GOGN

2 a 6 hs

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Costo de capital por tecnología

Costo de Capital u$s/kW

0

500

1000

1500

2000

TGCA

CC EO TV NU HID

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Costo de generación por tecnología

Costo de Generación u$s/kWh

0

5

10

15

20

Hs/reserv

Hc/reserv

TG b.p. TG COM TG GBA

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TG

CC

TV

Nuclear

Hs/año

$/kW año

Costo de Inversión en función de las horas de Operación

Costos por tecnología

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TG

CC

TV

Nuclear

Hs/año

$/kW año

Costo de Producción en función de las horas de Operación

Costos por tecnología

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Evolución de Costos por tipo tecnológico

20

Evolución de Costos por tipo tecnológico

21

Evolución de Costos por tipo tecnológico

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Generación térmica en un sistema

Hasta aquí, analizamos máquinas individualmente.

Pero las máquinas de generación eléctrica se interconectan para satisfacer a la demanda en forma conjunta:

Ejemplos de los efectos de la evolución tecnológica Conceptos de pool y curva monótona. Cómo sobrevive una máquina de alto costo de combustible? … y

una de alto costo de capital? Los costos de producción de cada una de ellas determinarán su

posición en el DESPACHO.

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Evolución de Consumos Específicos

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Evolución de un parque de generación

0

5000

10000

15000

20000

25000

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

MW

HID

CC

TV

TG

DI

NUC

DEM

51,88

41,238,71

28,33 27,5323,24 25

27,19 29,4124,1

21,7

%IND

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Evolución de una curva de Oferta Térmica ($/MWh)

020406080

100120140160180200220240260280300320340360

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 11000 12000

MW

$ / MWh

19922001

2002

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Curva monótona de demanda

MW

8760 hs

Demanda

Horas de Punta

Demanda máxima del Sistema

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Despacho

Las Hidroeléctricas se encargan del suministro de punta => pueden transferir energía fácilmente entre distintos horarios de demanda según la capacidad de los embalses.

Sistemas hidrotérmicos: Aprovechan ventajas complementarias de las distintas tecnologías

tratando de evitar:. Déficit de energía: Insuficiencia de energías primarias, o inversión

inadecuada ó evento extremo.

Déficit de potencia (punta): indisponibilidades, pérdidas por reducción de altura de embalses, insuficiencia de transmisión o inversión inadecuada en capacidad instalada.

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La aleatoriedad hidráulica afecta la disponibilidad de potencia

Pmáx

Pmáx

MW MW

Húmedo Medio Seco Húmedo Medio Seco

Capacidad hidráulica Capacidad térmica

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La capacidad del sistema depende de la variabilidad hidrológica

Pmáx

MW

Húmedo 80%

Medio 50%

Seco 15%

Demanda Máxima

Muy Seco 5%

Evento crítico

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El evento crítico se produce en horas de demanda máxima y en hidrologías secas

MW

8760 hs

Hidrología Seca

Demanda

Horas de Punta

Hidrología Media

Hidrología Rica

Capacidad probable del Sistema

Alta probabilidad de cortes

Baja probabilidad de cortes

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Despacho en base a costos marginales

Costo de suministrar una unidad adicional.• Permite que se tomen, descentralizadamente, decisiones

de inversión y operación que tienden a un óptimo global = combinación óptima de tecnologías de generación para abastecer la demanda.

En estas condiciones, los ingresos por ventas de energía al costo marginal instantáneo, más los ingresos por venta de potencia al costo de desarrollo de una unidad de punta, son iguales al costo de capital más los costos de operación para cada tipo de unidad generadora del sistema.

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Dmax

8760 hsT1 T2

T1 T2

P1

P2

P3

Tecnología 1 Tecnología 2

Tecnología 3Costo $

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E = 78840 GWh

8760 hs

14000 MWP = 14.000 – 1.142 * t

P

4000 MW

Supongamos que se debe abastecer la siguiente curva de carga:

Se dispone de las siguientes tecnologías de generación:

Central Costo Inversión Costo Operaciónu$s/kW u$sMWh

C1 300 60

C2 500 25

C3 1000 10

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Tamaño óptimo tecnología C1:

30 + 0.060*t = 50 + 0.025*t =>C1= 652 MW

Tamaño óptimo Tecnología C2:

100 + 0.010*t = 50 + 0.025*t =>C2= 3153 MW

Tamaño óptimo Tecnología C3 =>C3= 10195 MW

Tamaño óptimo de cada Tecnología

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E1

7814 GWh

571 hs

14000 MW

P

4000 MW

E2

32511 GWh

E3

38515 GWh

2762 hs 5427 hs

CMg3=10 u$s/MWh

CMg2=25 u$s/MWh

CMg1=60 u$s/MWh

Ingresos de generadores por energía a costo marginal = 1667 Mill u$s

Resultados de la optimización

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Energía Generada = 78840 GWh

C1= 186 GWh C2= 6156 GWh C3= 72498 GWh

Costos de Operación = 890 mill u$sC1= 186 C2= 6156 C3= 72498

Costos de inversión anualizada = 1197 mill u$sC1= 19.6 C2= 157.6 C3= 1019.5

Costo Total de inversión y operación anual = = 1197+ 890 = 2087 mill u$s

Resultados de la optimización

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Costo Total de inversión y operación anual = 2087 mill u$s

Ingresos de generadores por energía a costo marginal = 1667

Mill u$s

Ingresos anuales por potencia = 420 Mill u$s Recaudación total por potencia = demanda máxima (14000 MW)

multiplicada por el precio de la potencia (costo de inversión de la unidad

de punta C1, 30 u$s/año).

Equilibrio Ingresos totales = costo de inversión y operación

Resultados de la optimización