cober coronado eolica
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Situación de la Generación Eólica de Energía en el PerúJuan Coronado
Situación de la Generación Eólica de Energía en el PerúJuan Coronado
Sumario
•Factores que determinan el viento en el Perú.
•Atlas Eólico del Minem, otros•Evaluación del Recurso, Red eléctrica•Marco Legal, Mercado para renovables.•Características del viento en la costa del
Perú•La subasta•Conclusiones
•Factores que determinan el viento en el Perú.
PAITA
CHIMBOTE
PISCO
ILO
Sistemas atmosféricosSistemas atmosféricos
La Temperatura del Mar, ENOSLa Temperatura del Mar, ENOS
Características viento como combustible:•Variabilidad espacio-temporal, aleatoriedad• Viento geostrófico, perfil vertical, rugosidad
32
2
1
2
1vAAvvPD
ENERGÍA DEL VIENTO
densidad del aireA Area de barrido del rotorv velocidad del viento
dl
A
v
Fundamentos de la Energía EólicaFundamentos de la Energía Eólica
Datos de viento medidos
MCP (Medida-Correlación-Predicción)
Estación del emplazamiento
Estación de L.P.
CorrelaciónRelación entre las series de viento de las 2 estaciones
periodo común
Predicción
Velocidad esperada a largo plazo en el
emplazamiento
•Correlación:▫A partir del periodo común entre
estaciones▫Mensuales, diarias, diezminutales
MCP (Medida-Correlación-Predicción)
Torre1 - LP y = 0.9943x + 2.3630
R2 = 0.9433
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
0 1 2 3 4 5 6 7
v Torre 1 (m/s)
v To
rre
L.P
(m
/s)
y = 0.8695x + 3.6233
R2 = 0.5182
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
0 1 2 3 4 5 6 7
Máxima Demanda:
Diciembre-2007 Diciembre-2008 % inc.
Potencia (MW) 3 965,60 4 198,66 5, 88%
Periodo 10/12/2007 19:45 10/12/2008 19:15
0
300
600
900
1200
1500
1800
21002400
2700
3000
3300
3600
3900
4200
4500
Tiempo (Horas)
Pot
enci
a (M
W)
0
300
600
900
1200
1500
1800
2100
2400
2700
3000
3300
3600
3900
4200
4500
Tiempo (Horas)
Pote
nci
a (
MW
)
Diagrama de carga del día de máxima demanda
10/12/2008
Diagrama de duración
10/12/2008
Factor de carga =0,8547
86 129 GWh
4 198,66 MW
Cobertura de la máxima demanda de potencia del SEIN
TERMICO(28,5%)
HIDRAULICA(71,5%)
Despacho para el día de máxima demanda 10/12/2008 :
0
300
600
900
1200
1500
1800
2100
2400
2700
3000
3300
3600
3900
4200
Horas
MW
GAS NAT. ENERSUR GAS NAT. KALLPA GAS NAT. EDEGEL GAS NAT. TERMOSELVAHIDRO TV CARBON GAS NAT. EEPSA TV RESIDUALM. DIESEL-RESIDUAL TG-RESIDUAL M. DIESEL-D2 TG DIESEL
4 198,66 MW
Diagrama de carga diario con tipos de combustible en la AVENIDA 2009 (11.03.2009)
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
1 6 11 16 21HORAS
MW
HIDRÁULICA PASADA HIDRÁULICA REGULACIÓNGAS CARBÓN RESIDUAL DIESEL
HIDRÁULICO REGULACIÓN
18,7%
HIDRÁULICO PASADA
G AS
50,3%
2,5%
RESIDUALDIESEL
0,2%1,6%CARBON
26,8%
Fuente COESFuente COES
Diagrama de carga diario con tipos de combustible para el ESTIAJE 2009 (Septiembre 2009)
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
1 6 11 16 21HORAS
MW
HIDRÁULICA PASADA HIDRÁULICA REGULACIÓNGAS CARBÓN RESIDUAL DIESEL
HIDRÁULICO REGULACIÓN
14,7%HIDRÁULICO PASADA
G AS
25,8%
3,6%
RESIDUALDIESEL
2,3%7,1%
CARBON
46,5%
Fuente COESFuente COES
COSTO MARGINAL PONDERADO Y TARIFA EN BARRA MENSUAL SEIN COSTO EQUIVALENTE EN BARRA SANTA ROSA 220 kV
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
130
140
150
160
170
180
190
200
210
220
230
240
250
MESES
US$
/MW
h
COSTO MARGINAL TARIFA EN BARRA
¿Cuánto se paga hoy en el Sistema por la generación térmica?
Central Potencia (MW) CVNC ($/MWh) FC (UND/MWh) Costo ($/UND) CVC ($/MWh) CV ($/MWh)
AGUAYTIA-TG1 TURBINA GN 88.5 2.69 11.27 1.85 20.86 23.55
AGUAYTIA-TG2 TURBINA GN 88.1 2.73 11.51 1.85 21.31 24.04
CALANA123 MOTOR GN 19.1 4.5 8.48 2.36 20.02 24.52
CALANA4 MOTOR GN 6.4 4.5 8.48 2.36 20.02 24.52
MOLLENDO-TG1TURBINA GN 36.7 3.96 11.25 2.33 26.22 30.18
MOLLENDO-TG2TURBINA GN 36.5 3.96 11.25 2.33 26.22 30.18
ILO2-TV1 TV CARBON 141.9 0.9 348.54 0.16 56.22 57.12
MALACAS-TG4 TURBINA GN 88.7 3.13 11.29 5.37 60.56 63.69
ILO1-TV3 TVAPOR R 69.5 1.96 66.36 1.3 85.97 87.93
ILO1-TV4 TVAPOR R 66.5 1.93 66.76 1.3 86.48 88.41
ILO1-TV2 TVAPOR R 22.6 3.18 69.91 1.3 90.56 93.74
SHOUGESA-TV3TVAPOR R 25.8 2 78.43 1.2 94.22 96.22
SHOUGESA-TV1TVAPOR R 19 2 83.75 1.2 100.61 102.61
SHOUGESA-TV2TVAPOR R 18.3 2 84.6 1.2 101.63 103.63
CHICLAYO MOTOR D2 12 7.04 69.16 1.43 99.23 106.27
TUMBES MOTOR D2 17.3 11.32 58.72 1.84 107.86 119.18
YARINACOCHA MOTOR R6 24.5 5.8 61.43 2.07 127.31 133.11
PIURA2 MOTOR D2 3 7.11 69.54 1.95 135.85 142.96
PAITA1 MOTOR D2 4.1 7.54 74.57 1.82 135.47 143.01
SULLANA MOTOR D2 8.5 7.3 78.39 1.81 141.91 149.21
GEN. ADICIONAL NORTEMOTOR D2 60 14.4 77.4 1.82 140.62 155.02
ILO1-TG2 TG – D2 32.5 6.09 79.43 1.97 156.73 162.82
ILO1-TG1 TG – D2 34.7 8 85.54 1.97 168.79 176.79
CHIMBOTE-TG1 TG – D2 20 2.7 101.42 1.84 186.12 188.82
CHIMBOTE-TG3 TG – D2 20 2.7 103.73 1.84 190.36 193.06
TRUJILLO-TG TG – D2 20.4 2.7 106.27 1.82 193.07 195.77
Fuente COES
El sistema ahorra
Ene-09 Feb-09 Mar-09 Abr-09 May-09 Jun-09 Jul-09 Ago-09 Sep-09 Oct-09 Nov-09 Dic-09 TOTAL
CMg Est. 80% excedencia 67 73 151 113 110 233 261 219 212 192 176 55Tarifa Adjudicación 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100Energ. Eólica (400 MW) 96,709 40,877 42,041 85,581 132,784 143,971 135,552 146,698 143,145 123,441 101,117 103,006 1,294,920
Tipo de generación Ene-09 Feb-09 Mar-09 Abr-09 May-09 Jun-09 Jul-09 Ago-09 Sep-09 Oct-09 Nov-09 Dic-09
Hidráulica 1,896,317 1,720,818 1,793,926 1,713,150 1,647,720 1,494,995 1,354,813 1,097,434 1,088,890 1,333,039 1,451,124 1,734,740Térmica 692,237 675,703 863,013 833,170 982,913 1,058,585 1,250,457 1,527,665 1,485,028 1,346,513 1,179,270 982,257Total (Mw) 2,588,554 2,396,522 2,656,939 2,546,320 2,630,633 2,553,579 2,605,269 2,625,099 2,573,918 2,679,552 2,630,394 2,716,996 31,203,775
Costo Var. Elevado (6% Tot Gener.) * 155,313 143,791 159,416 152,779 157,838 153,215 156,316 157,506 154,435 160,773 157,824 163,020 1,872,226
Costo Total Diesel 10,449,991 10,538,944 24,007,945 17,241,642 17,397,952 35,747,556 40,780,281 34,418,723 32,739,208 30,849,141 27,829,046 9,018,906 291,019,332
Costo Total Diesel y Eolica 13,613,979 11,630,643 21,880,737 16,141,646 16,040,016 16,553,881 18,972,206 17,031,557 16,707,903 19,507,384 20,110,815 13,620,782 201,811,551
Ahorro (Postivos) -3,163,988 -1,091,700 2,127,207 1,099,995 1,357,936 19,193,674 21,808,075 17,387,166 16,031,305 11,341,757 7,718,231 -4,601,877 89,207,781
* Centrales Diesel ,Centrales Turbo Vapores Residuales, R600 y Fallas
Estimaciòn de ahorro en dólares del Sistema Interconectado al ingresar la Energía Eólica
En esta tabla se aprecia que el resultado final, al reemplazar parte de la generación térmica diesel con 400 MW de generación Eólica ( datos reales medidos de viento 2008 valorizado a $100 el MWh e incluirla como parte del 6% que se gasta en combustibles caros), el resultado final con los datos 2009 del COES es un ahorro al sistema de 89 millones de dólares.
Proyecciones del COES 2009
0
20
40
60
80
100
0-1 1-2 2-3 >4
%
Magnitud de cambio diezminutal de velocidad (m/s)
PORCENTAJE DE OCURRENCIA DE CAMBIOS DE VELOCIDAD DIEZMINUTAL
Porcentaje de Ocurrencia (%)
Variabilidad del Viento
Producción horaria
62
64
66
68
70
72
74
76
78
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23
Hora
Pot
enci
a M
W
Potencia MW
En la madrugadaPermitirá ahorrarAgua.
Buena producción en horas punta
Rosa de Vientos y distribución de Weibull en emplazamiento con3,200 HE (7% pérdidas)
Parque Eólico 2
Marco Legal• El año 2008 se aprueba el Decreto Legislativo 1002 (Ley RER) y el
Decreto Supremo Nº 050-2008-EM (Reglamento). Además el DL. 1058 del 27/6/2008.
• En estas normas se establecen beneficios para el desarrollo de las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) tales como la eólica, solar, mareomotriz, geotérmicas y las mini hidroeléctricas.
• Estos beneficios incluyen la prioridad en el despacho del COES al Sistema eléctrico interconectado nacional, la depreciación acelerada, la devolución anticipada del IGV así como el establecimiento de una prima de mercado. Esta prima o compensación se pagará a los generadores RER anualmente y se calculará como la diferencia entre una tarifa base fijada por el Osinergmin y el costo marginal del mercado Spot asegurando un retorno mínimo del 12% a los proyectos según establece la Ley de Concesiones eléctricas vigente.
• Se concursará en una subasta con proyectos RER con la finalidad de ganar una participación dentro del 5 % de la demanda nacional de energía eléctrica. La primera subasta, a realizarse el 15 de Octubre 2009 otorgará 500 MW. El estado asegurará a los proyectos generadores adjudicatarios la tarifa ofertada más la prima por un periodo no menor a 20 años mediante un contrato.
Sobre la subasta
•Aun no se conoce la tarifa máxima.•Aun no se conocen las potencias máximas
por SET.•No se valora los contratos de terrenos•No se valora los avances de proyectos.•No hay seguridad jurídica•Es una subasta de 300 MW en ves de los
500MW anunciados. Se prioriza a la biomasa.
Conclusiones• El Perú tiene un excelente recurso eólico que podría
aprovechar en su matriz energética.• Felicitamos al COES y al Osinergmin pues han
demostrado apertura y flexibilidad en algunos puntos en discusión.
• La eólica es complementaria a la hidroeléctrica y podría reducir los costes de generación en el sistema.
• Es necesario sincerar a los actores pues se construyen falacias contra el ingreso de la eólica que no están sustentadas en estudios.
• Es necesario que el Estado regule las concesiones y que exija seriedad en los promotores.
• La energía más cara es la que no se tiene.