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PROYECTO CIER 15 FASE II

Río de Janeiro, 15 de Octubre de 2009

Mario Veiga [email protected]

Temario

► Objetivo del proyecto

► Base de datos

► Análisis del caso de referencia

► Estudios de caso

► Conclusiones y próximos pasos

22

Temario


► Base de datos




33

Objetivo del proyecto CIER 15 Fase II

► Analizar en un nivel estratégico, técnico, comercial y

regulatorio la viabilidad de la creación, y/o incremento de

transacciones de energía entre las regiones de América

Central – Andina y Cono Sur

4

Países involucrados en el estudio

MXMX

GUGU

HOHOESES NINI CRCR PAPA

COCO

BRBRECEC

PEPE

BOBO

CLCL ARAR UYUY

PYPY

55

Los submercados regionales

COCO

BRBRECEC

PEPE

BOBO

CLCL ARAR UYUY

PYPY

MXMX

GUGU

HOHOESES NINI CRCR PAPA

Centroamérica

Comunidad Andina

Mercosul

66

Tareas a desarrollar

1. Actualizar la información del potencial energético de la región, las últimas proyecciones de crecimiento de la demanda de energía y potencia eléctrica, la información de los últimos planes de expansión de la oferta de energía eléctrica (generación) y los últimos planes de expansión de transporte de energía eléctrica y gas

2. Caracterizar los escenarios en que se pueden desarrollar las transacciones internacionales de energía

3. Análisis y evaluación de las oportunidades de las transacciones internacionales de energía, cuantificación de beneficios y criterios para la adecuada asignación de los mismos

7

Tareas a desarrollar

4. Dentro de las oportunidades identificadas analizar posibles esquemas comerciales de transacciones de energía de corto, mediano y largo plazo

5. Elaborar una propuesta general con los principios y criterios básicos para definir reglas subregionales que viabilicen las transferencias energéticas en la región

6. Elaboración de los informes finales y presentaciones

8

Temario


► Base de datos




99

Bases de datos – visión general

► Los representantes de cada país enviaron a los Consultores

los siguientes conjuntos de datos (2009-2017): Escenario de demanda

Generación existente y cronograma de entrada de los nuevos

proyectos

Disponibilidad y costos de combustible

Red de transmisión

1010

Demanda (GW promedio)

11

Etapas mensuales

Cinco escalones de demanda

Etapas mensuales

Cinco escalones de demanda

Crecimiento de la demanda: Centroamérica

1212

Crecimiento de la demanda: Comunidad Andina

1313

Crecimiento de la demanda: Mercosul

1414

Datos de las hidroeléctricas

15

Se representaron 728 plantas hidroeléctricas

Se representaron 728 plantas hidroeléctricas

15

Modelación de los caudales

Histórico de los caudales de todos

los países

Histórico de los caudales de todos

los países

Histórico de los caudales del país 1




... Histórico de los caudales del país N

Histórico de los caudales del país N

Estimación de los parámetros del

modelo estocástico de caudales

Estimación de los parámetros del

modelo estocástico de caudales

Archivo con 100 escenarios de caudales para todos los países

(garantiza coherencia en las simulaciones)


(garantiza coherencia en las simulaciones)

El modelo de simulación operativa extrae del archivo el subconjunto de caudales que

se refiere a la configuración bajo análisis

El modelo de simulación operativa extrae del archivo el subconjunto de caudales que

se refiere a la configuración bajo análisis

1616

Modelación de la generación renovable

► Las plantas de biomasa, pequeñas centrales hidroeléctricas y

eólicas se representan a través de escenarios de generación

1717

Datos de las plantas termoeléctricas

18

Se representaron 1900 plantas termoelétricas

Se representaron 1900 plantas termoelétricas

18

Red de gasoductos (Colombia)

Red de transmisión

2020

Sistema integrado gas – electricidad (Colombia)

Temario


► Base de datos

► Análisis del caso de referencia Balance de energía firme

Simulación operativa

Costos marginales de corto plazo

Emisiones



2222

Balances estructurales de oferta y demanda

► Los balances estructurales de oferta y demanda permiten una

primera visión de las condiciones de suministro de los países

► Se adoptó el criterio de energía firme La energía firme (EF) de un conjunto de plantas hidroeléctricas y

termoeléctricas es la máxima demanda constante (MW promedio) que

puede ser suministrada por estas plantas si ocurre la sequía más

severa del histórico

• En el caso de las plantas termoeléctricas, se toma en cuenta las

restricciones de suministro de combustible

2323

EF Total x DPA

2424

EF x DPA: Costa Rica

25

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

EF_Hidr

672 696 713 800 941 947 1238 1345

EF_Term

593 600 620 620 713 728 788 788

DPA

1103 1197 1283 1373 1471 1576 1688 1808

250

750

1250

1750

2250

MW

med

25

EF x DPA: Colombia

26

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

EF_Hidr

5026 5396 5432 5550 6285 6523 6556 7059

EF_Term

3825 3985 4001 4265 4265 4265 4265 4265

DPA

6429 6661 6900 7149 7406 7673 7949 8235

1000

3000

5000

7000

9000

11000

MW

med

26

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

EF_Hidr

41241 42641 43027 44960 46729 47828 50062 53641

EF_Term

18288 21461 25150 30321 30532 31538 33112 34082

EF_Binac

3068 3040 3011 2981 2950 2918 2884 2849

DPA

56477 58941 62646 65249 68086 70835 74205 77167

5000150002500035000450005500065000750008500095000

MW

me

d

EF x DPA: Brasil

Compra de la energía de ItaipuCompra de la energía de Itaipu

2727

Temario


► Base de datos




Emisiones



2828

Modelo de simulación SDDP: visión general

Caudales Históricos

Combustibles

Configuración Hidro y Térmica

Demanda

Parámetros de los Estudios

Plano de Expnasão

Dados da Rede de Transmissão

Dados Cronológicos

Parámetros para el Módulo

Graficador

Módulo de despacho

óptimo SDDPParámetros

Módulo de estimación de

parámetros

Planillas CSV

Informes (ASCII)

Módulo Graficador

Planillas Excel

Dados Obrigatorios

Dados Opcionales

Resultados

2929

Política operativa coordinada

Simulación operativa conjunta (intercambios de oportunidad)

Simulación operativa conjunta (intercambios de oportunidad)

Política operativa aislada del país 1




... Política operativa aislada del país N

Política operativa aislada del país N



Resultados de la simulaciónResultados de la simulación

3030

Resultados del modelo de simulación

► Todos los resultados operativos (energía generada, flujos

entre países, costos marginales de corto plazo etc.) se

pueden obtener para cada serie hidrológica; cada etapa; y

cada escalón El programa GRAF permite agregar los resultados en valores

promedio, cuantiles, distribuciones de probabilidad etc.

► Todos los resultados operativos se pueden obtener para cada

generador, cada circuito y cada nodo El mismo programa GRAF permite agregar los resultados por clases,

por ejemplo generación hidroeléctrica, termoeléctricas a óleo etc.

3131

Temario


► Base de datos




Emisiones



3232

Precio de corto plazo

► El costo marginal de corto plazo (CMCP) representa el costo

de oportunidad para los intercambios Es también una estimativa del costo de largo plazo para el país

(E(CMCP) = CMLP)

3333

CMCP promedio anual: Costa Rica

3434

Colombia: CMCP promedio anual

3535

Brasil: CMCP promedio anual (región SE)

3636

Temario


► Base de datos




Emisiones



3737

Participación de fuentes no-emisoras (EF)

38

Eólicas, biomasa, geotérmica, pequeñas centrales hidroeléctricas y nucleares

Eólicas, biomasa, geotérmica, pequeñas centrales hidroeléctricas y nucleares

38

Participación de fuentes no-emisoras (%)

3939

Centroamérica: emisiones por GWh (2013)

4040

Nivel de emisión de una planta ciclo combinado gas natural

Nivel de emisión de una planta ciclo combinado gas natural

Centroamérica: emisiones por GWh (2017)

41

Las emisiones por GWh de El Salvador aumentaron debido a la entrada de dos plantas termoeléctricas para exportación: la planta carbón AES (200 MW) y la planta gas Cutuco (500 MW); esta exportación explica la reducción de las emisiones de Guatemala

Las emisiones por GWh de El Salvador aumentaron debido a la entrada de dos plantas termoeléctricas para exportación: la planta carbón AES (200 MW) y la planta gas Cutuco (500 MW); esta exportación explica la reducción de las emisiones de Guatemala

Resultado de inversiones en plantas hidro y eolicas

Resultado de inversiones en plantas hidro y eolicas

Resultado de inversiones en plantas hidro

Resultado de inversiones en plantas hidro

41

Comunidad Andina: Emisiones por GWh (2013)

42

Comunidad Andina: Emisiones por GWh (2017)

43

Mercosur: emisiones por GWh (2013)

44

Mercosur: emisiones por GWh (2017)

45

Temario


► Base de datos




4646

Criterios para selección de los estudios

► Involucrar las tres regiones (Centroamérica, Comunidad

Andina y Mercosul)

► Tipos distintos de interconexión

► Aspectos económicos y regulatorios

► Datos disponibles

4747

Estudios de caso (1/2)

► Economía de escala Inambari (Perú-Brasil)

C.Esperanza (Bolivia-Brasil)

► Seguridad operativa e intercambios de oportunidad Perú-Ecuador

SIEPAC II (Centroamérica)

Bolivia-Perú

Argentina-Paraguay-Brasil

4848

Estudios de caso (2/2)

► Uso de la infraestructura “Wheeling” de energía de Chile por Argentina

“Swap” de energía Paraguay-Argentina-Chile

“Swap” de energía Brasil-Argentina

► Seguridad operativa y exportación de energía Colombia-Panamá

Bolivia-Chile

Brasil-Uruguay

► Plantas Binacionales Garabi (Argentina-Brasil)

4949

13 proyectos

Total 8 mil MW

13 proyectos

Total 8 mil MW

Estudio 1Planta hidroeléctrica Inambari

5050

Urubamba 320942 MW

Cuquipampa800 MW

Sumabeni1.074 MW

Paquitzapango1.379 MW

Vizcatán750 MW

Inambari 2001.355 MW

5151

Integración Perú-Brasil

5252

Beneficio energético de la integración

► La planta Inambari, que es una central con embalse, está

ubicada aguas arriba de las plantas Jirau y Santo Antonio,

que son centrales de filo de agua (por restricciones

ambientales)

► Por lo tanto, es posible que la integración de Inambari con el

sistema brasileño contribuya para aumentar la energía firme

de dos maneras: Sinergía hidrológica

Regulación de los embalses aguas abajo

► Se presenta a continuación una estimativa preliminar del

beneficio energético de la integración

5353

Procedimiento y resultados

a) Cálculo del beneficio de se integrar Inambari a Brasil: EF

conjunta (Inambari y Brasil) – EF Brasil = 1395 MW

promedio

b) Dado que la energía firme aislada de Inambari es igual a

1092 MW promedio, se concluye que el beneficio de la

integración es 1395 – 1092 =

303 MW promedio

c) Valor económico de este beneficio para Brasil 146 R$/MWh (costo marginal de largo plazo de Brasil) x 8760 (horas

por año) x 303 (beneficio de la integración) =

R$ 388 millones por año( US$ 216 millones/ano)

5454

Desglose del beneficio de regulación

43

40

5

2

1

1

1

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

STO ANTONIO

JIRAU

TUCURUI

SERRA MESA

LAJEADO

ESTREITO TOC

CANA BRAVA

Variação de Energia Firme (MWm)

5555

Como operar Inambari?

► Una primera opción para la venta de energía de Inambari

sería hacer un contrato de suministro con Brasil (o asignar un

porcentaje de la producción de la planta para el mismo)

► La planta en este caso se operaría de acuerdo con el

despacho económico de Perú

► Sin embargo, el despacho óptimo de Inambari bajo el “punto

de vista” de Perú puede no coincidir con el de Brasil

► Como consecuencia, el beneficio energetico aguas abajo

podría ser menor do que el calculado en el slide anterior,

donde se hace el supuesto que la operación de la planta se

optimiza para Brasil

5656

El esquema de “slicing”

► Una manera de conciliar ambos los beneficios para Perú y

Brasil es a través del esquema de “slicing”, donde se tiene

dos plantas virtuales operadas en separado por cada país El esquema de “slicing” fue adoptado en la Bonneville Power

Administration (privatización de parte de las plantas en cascada) y es

parecido con el de Salto Grande (Argentina-Uruguay)

5757

Estudio 2Planta hidroeléctrica C.Esperanza

5858

Configuración Perú-Bolivia-Brasil

Inambari (2200 MW)

Perú

C.Esperanza (800 MW)

Bolivia

Jirau (3500 MW)

Brasil

Sto. Antonio (3500 MW)

Brasil

5959

C.Esperanza: análisis de energía firme

► Energía firme aislada: 156 MW promedio (filo de água)

► E.firme integrada a Brasil, sin Inambari: 553 MW promedio Razón EF/cap.inst. = 553/800 = 0.69

► EF integrada a Brasil, con Inambari: 614 MW promedio Ganancia de EF por la integración

Sin Inambari: 553 – 156 = 397 MW promedio

Con Inambari: 614 – 156 = 458 MW promedio

Benefio de Inambari a C.Esperanza: 61 MW promedio

6060

Estudio 3Interconexión Colombia-Panamá

6161

El proyecto de interconexión

6262

Procedimiento de análisis

► Caso A - sin la interconexión – para cada país: Costos operativos en cada país Riesgo de déficit Emisiones Costos marginales de corto plazo

► Caso B - con la interconexión – para cada país Igual

► Calcular las diferencias (B) – (A)

► Resultados adicionales: Distribución de los flujos Colombia-Panamá Ingreso económico de la interconexión

• Diferencia de los CMCP x flujo

6363

Impacto en los CMCPs de Panama

6464

Impacto en los CMCPs de Colombia

6565

Reducción de los costos operativos CA + CO

6666

Flujo Promedio en la interconexión

6767

Flujo promedio mensual (2014)

6868

Estudio 4“Swap” de energía Paraguay-Argentina-Chile

6969

Descripción del estudio

Paraguay envía 200 MW para Argentina (con respaldo de la planta hidro de Acaray)

Paraguay envía 200 MW para Argentina (con respaldo de la planta hidro de Acaray)

Argentina redirecciona la producción de una planta térmica a gas natural de 200 MW (Salta) para el Sistema Norte Grande (SING) de Chile

Argentina redirecciona la producción de una planta térmica a gas natural de 200 MW (Salta) para el Sistema Norte Grande (SING) de Chile

7070

Red de transmisión PA-AR-CH

Conexión Argentina-SINGConexión Argentina-SING

YacyretáYacyretá

7171

Costos y beneficios

► Costo para Paraguay: costo de oportunidad de la energía en

Paraguay (44 US$/MWh) Informado por el representante de Paraguay

► Benefício para Chile: diferencia entre el costo marginal del

SING y el costo de oportunidade de Paraguay

► Costo para Argentina: aumento del costo operativo debido a

congestiones

7272

CMCP del SING (US$/MWh)

153

94

70

10292 95 91 92

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

US$

/MW

h

7373

Beneficio neto (US$ millones)

192

88

46

101

85 8982 85

0

50

100

150

200

250

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

US$

mill

ones

7474

Estudio 5“Wheeling” de energía de Chile por Argentina

7575

Descripción del estudio

SIC

Sur de

Chile

Argentina

SIC

Sur de

Chile

Argentina

Opción actual – construcción del sistema de transmisión Sur-SIC

Alternativa – “wheeling” a través del sistema Argentino

7676

Sistema de transmisión Sur-SIC

7777

Diferencia de costos operativos: Argentina

El aumento de los costos operativos indicaque el “wheeling” ha resultado

en congestiones en el sistema Argentino

El aumento de los costos operativos indicaque el “wheeling” ha resultado

en congestiones en el sistema Argentino

7878

Generación hidroeléctrica Sur Chile

79

Es necesario reforzar la red ArgentinaEs necesario reforzar la red Argentina

79

Procedimiento del estudio de refuerzo

► Cálculo de la simulación operativa Chile-Argentina sin la

generación y la demanda de Argentina

► Resultado: incremento de los flujos en cada circuito de

Argentina debido al despacho de las plantas del Sur de Chile

► Soma de los incrementos de flujo a los flujos de la simulación

aislada de Argentina Principio de la superposición en redes eléctricas

► Análisis de las sobrecargas con los flujos resultantes e

identificación de los refuerzos necesarios

8080

Temario


► Base de datos




8181

Conclusiones

► Como muestran los estudios de caso, los beneficios de los

proyectos de interconexión son sustanciales

► Los estudios de Inambari y C.Esperanza muestran que se

puede viabilizar proyectos hidroeléctricos de gran tamaño a

través de la venta de parte de la energía para los vecinos

► Los esquemas de “swap” de energía (Paraguai-Argentina-

Chile) y de “wheeling” (Chile-Argentina) también son ejemplos

atractivos de optimización de la infra-estructura de transporte

82

Próximos pasos

► Finalizar los estudios de interconexión Argentina-Paraguay-Brasil, Bolivia-Chile, Brasil-Uruguay y Garabi

► Detallar las propuestas regulatorias y comerciales

► Presentación de los resultados a los países

83

www.psr-inc.com

[email protected]

+55 21 3906-2100

+55 21 3906-2121

MUCHAS GRACIASMUITO OBRIGADO

proyecto cier 15 fase ii río de janeiro, 15 de octubre de 2009 mario veiga pereira...

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