Planificación de la expansión de la

generación eléctrica.

MsC. Ruben ChaerDpto. Potencia IIE - FING

IEEE- member.Agosto. 2009 - Montevideo - Uruguay.

Evento: URUGUAY ENERGÉTICO Perspectivas del sector eléctrico del país.

Organizado por:La Rama Estudiantil de IEEE de la UDELAR.

Primera ParteIntroducción.

Generación.

Distribución

Transmisión

Dem

Objetivo de Operar un SEE

Suministrar la demanda al menor costo posible en condiciones de calidad aceptable.

Potencia y Energía.

230 hora

MW

Estacionalidad de la demanda.

Demanda Uruguay 2007

0

5

10

15

20

25

30

01/

01/2

007

15/

01/2

007

29/

01/2

007

12/

02/2

007

26/

02/2

007

12/

03/2

007

26/

03/2

007

09/

04/2

007

23/

04/2

007

07/

05/2

007

21/

05/2

007

04/

06/2

007

18/

06/2

007

02/

07/2

007

16/

07/2

007

30/

07/2

007

13/

08/2

007

27/

08/2

007

10/

09/2

007

24/

09/2

007

08/

10/2

007

22/

10/2

007

05/

11/2

007

19/

11/2

007

03/

12/2

007

17/

12/2

007

31/

12/2

007

día

GW

h/dí

a

Serie1

Racionamiento, Falla

Falla, DéficitDemanda instisfechaCosto de Falla

Expansión de la DemandaDemanda de energía eléctrica Uruguay. Hasta el 2008 son datos reales

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

1973

1975

1977

1979

1981

1983

1985

1987

1989

1991

1993

1995

1997

1999

2001

2003

2005

2007

2009

2011

2013

2015

año

GW

h/añ

o

D

DPRestricciones 1979

La Tablita

Restricciones 1989

Crísis 2000

Restricciones 2006Invierno suave 2007Restricciones 2008Crisis Financiera 2009

Generación Térmica

Los precios son calculados a partir de la información que aparecía en el sitio del DNC usados para la programación estacional mayo-octubre 2007. ( Petróleo @ 63 USD/brl )

• CBatlle_5ta_FOP: 80MW, 68USD/MWh, 0.9fd

• CBatlle_6ta_FOP: 125MW,72USD/MWh, 0.9fd

• CBatlle_SB_FO: 50MW, 89USD/MWh, 0.8fd

• CTR_GO: 2x110MW,163USD/MWh, 0.8fd

• P.DelTigre_GO 6x50MW,122USD/MWh, 0.9fd

• Maldonado_GO 20MW, 217USD/MWh, 0.7fd

Oferta termicaOferta térmica Uruguay octubre 2007, Petróleo a 63U SD/barril

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

0 100 200 300 400 500 600 700 800

MW

US

D/M

Wh

cm

5ta 6ta

Punta del Tigre, 6TG

SB

Maldonado

CTR, 2TG

Generación Hidráulica

•Bonete 4 x 38.8MW•Baygorria 3 x 36MW•Palmar 3 x 111MW•Salto Grande Uruguay 7x135MW

Oferta HidráulicaOferta Hidráulica

0.00

200.00

400.00

600.00

800.00

1000.00

1200.00

1400.00

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

% de excedencia

MW

Red eléctrica y ubicaciones

Concordia

San Javier

Rivera

Salto Grande

Colonia Elía

Livramento

Bonete (Terra)

BaygorriaPalmar

Central Batlle5ta,6ta,SB

TMaldonadoPTI

CTR

P.Medici

1.1. IncorporaciIncorporacióón de fuentes renovables no n de fuentes renovables no

tradicionales:tradicionales:

•• Al 2015: eAl 2015: eóólica (300 MW); biomasa (200 MW)lica (300 MW); biomasa (200 MW)

2.2. Significativo aumento (60%) del respaldo tSignificativo aumento (60%) del respaldo téérmicormico

3.3. Puesta en funcionamiento del mercado elPuesta en funcionamiento del mercado elééctrico ctrico

mayorista:mayorista:

•• primeros generadores privadosprimeros generadores privados

•• fijacifijacióón del precio spotn del precio spot

•• peajes en lpeajes en lííneas de transmisineas de transmisióónn

•• asunciasuncióón de funciones de despacho de carga por n de funciones de despacho de carga por

ADMEADME

Lineamientos de Política Energética. MIEM 2005-2030

Historia reciente

•2005 – llamado a renovables 50MW (se contrataron 4.3MW)

•2006 – 4x50TGs en Punta del Tigre.-Llamado a 60MW renovables (se adjudicaron 36MW).-Inicia proyecto 10MW eólicos de UTE.

•2007 – 2x50TGs en Punta del Tigre.-Botnia, del orden de 160MW instalados de los que en ocasiones puede inyectar 30 al sistema.

•-Proyecto de eficiencia energética.

•2008 – Zenda 3MW (motor a gas natural), Primer generador privado al Spot.

•2008 – Entra en operación PRIMER parque eólico 12 MW (Nuevo Manantial)

•2008 – Entra en operación parque eólico 10 MW (UTE)

ADMINISTRACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO

AAñño 2008:o 2008:Ingreso de los primeros Agentes Privados al MMEEIngreso de los primeros Agentes Privados al MMEE

Julio 2009

Spot3,20Gas NaturalMVDZENDALEATHER S.A.

Spot4,00EólicoROCNUEVO MANANTIAL S.A.

MCT0,45EólicoROCAGROLAND S.A.

MCT 165,00Licor NegroFBEBOTNIA S.A.

Mercado

Potencia

Instalada

(MW)

Fuente primaria de energía

UbicaciónGENERADOR

Desarrollo del MME

10 MW Parque Eólico Sierra de los Caracoles 1 UTE2009

14 MW Biomasa GALOFER SA2009

10 MW Biomasa FENIROL SA2009

5 MW Biomasa LIDERDAT SA2009

13 MW Biomasa ALUR SA2009

6 MW Parque Eólico de Nuevo Manantial SA 2009

12 MW Biomasa BIOENER SA2009

RecursoAño

Nuevos Generadores 1

2 MW Eólica AMPLIN SA 12010

12 MW Biomasa LOS PIQUES SA2009

5 MW Biomasa PONLAR SA2011

7.5 MW Eólica AMPLIN SA 22012

7.5 MW Eólica AMPLIN SA 32012

10 MW Parque Eólico Sierra de los Caracoles 2 UTE2010

RecursoAño

Nuevos Generadores 2

Expansión prevista

• Nov 2009, 80 MW de moto-generadores a fuel oil. Si esto funciona bien es probable que se continúe con la expansión en base a estos motores.

• Alcanzar 300 MW de eólica y 200MW de biomasa instalada al 2015.

• 500 MW de interconexión con Brasil para, 2011 (conversa de frecuencia BackToBack en la frontera).

• Otros proyectos que andan revoloteando: Central a Carbón (Nacional o en Candiota), Central Nuclear, Ciclo Combinado a Gas Natural (de la mano de la planta de regasificación de gas traído en barcos).

Segunda Parte Metodología.

Horizonte de tiempo

Política de uso de los recursos

•¿Qué?•¿Cuándo?•Costo presente vs. futuro.•Incertidumbre. •Valor Esperado y Riesgo.

Costo Futuro = CF

Aleatoriedad y Crónicas Históricas.

Costo incurrido CN

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

02/0

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1/20

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30/0

1/20

08

13/0

2/20

08

27/0

2/20

08

12/0

3/20

08

26/0

3/20

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09/0

4/20

08

23/0

4/20

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21/0

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18/0

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7/20

08

16/0

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08

30/0

7/20

08

13/0

8/20

08

27/0

8/20

08

10/0

9/20

08

24/0

9/20

08

08/1

0/20

08

22/1

0/20

08

05/1

1/20

08

19/1

1/20

08

03/1

2/20

08

17/1

2/20

08

31/1

2/20

08

[MU

SD

]

Prom

Pe10.0%

Pe30.0%

Pe70.0%

Pe90.0%

Costo de suministro de la demanda eléctrica Uruguay 2008

Costos de capital

Costo monómico.

Política Óptima

{ }{ }{ },.....,

,.....,

),,,(),(

1

1

+

+

==

=

kkk

kkk

Rkku

rrR

uuU

kRUxCFmínkxCFk

k

( )krxpouk ,,* =

MiniMax

Los errores de detalle

Comportamiento de manada.

El Gas Argentino.

Banana Negra.

Las grandes fuerzas de cambio.

• Mejora de la eficiencia de los autos.

• Autos eléctricos / como generadores.

• Cambio climático.

• Mejora de la eficiencia de las energías alternativas.

• Escasez de combustibles fósiles.

• Eficiencia Energética.

• China + India

Emisiones de CO2

Precio del petróleo.

Intentando manejar la aleatoriedad.

Modelar mejor las fuentes aleatorias.

• Reducir la incertidumbre tiene valor aunque los costos no sean evitables.

• El niño y la niña.

• El recurso eólico.

PlanificaciónCentralizada

vs. Mercado

Despacho centralizado optimizando costo país.

Costo Marginal = Costo de producir el siguiente MWh.

Precio Spot = Costo Marginal (topeado a 250 USD/MWh)

La remuneración al marginal teóricamente lleva a la expansión óptima del sistema.

Para eso tiene que haber una cantidad importante de actores que puedan absorber el riesgo.

Expansión en base a licitaciones con pago por potencia.

SimSEE , Proyecto PDT 47-14:

“Simulador de Sistema de Energía Eléctrica”

Realizado en el IIE. 18 meses comenzando en novimbre del 2006Un investigador senior y un junior 30 horas semanales.Apoyaron el proyecto: DNETN, URSEA, ADME y UTE.

Su objetivo general es el desarrollo de una herramienta que:

– permita la simulación y optimización de la planificación y operacióndel sistema eléctrico uruguayo

– sea de uso público

– sea flexible y de fácil expansión

– sea adecuada para uso educativo.

SimSEE

Ejemplo: costo de abastecer la demanda en escenario de expansión térmica y con energías autóctonas.