cogeneración y eficiencia, cómo enfrentar el mercado spot
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Cogeneración y eficiencia, cómo
enfrentar el mercado Spot y de
CEL´s; sus variaciones tecnológicas
y normativas
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0. Tarifas Reguladas
0
200
400
600
800
1.000
1.200
0.00
0.20
0.40
0.60
0.80
1.00
1.20
1.40
1.60
1.80
ene.
-12
feb.
-12
mar
.-12
abr.
-12
may
.-12
jun.
-12
jul.-
12
ago
.-12
sep.
-12
oct.
-12
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-12
dic.
-12
ene.
-13
feb.
-13
mar
.-13
abr.
-13
may
.-13
jun.
-13
jul.-
13
ago
.-13
sep.
-13
oct.
-13
nov.
-13
dic.
-13
ene.
-14
feb.
-14
mar
.-14
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.-14
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.-14
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oct.
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nov.
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dic.
-14
ene.
-15
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-15
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.-15
abr.
-15
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.-15
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.-15
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-15
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-15
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-16
feb.
-16
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.-16
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ago
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-16
MXN/MWhpciMXN/KWh evolución precios electricidad y combustibles
HS HT HM CENTRO HM NORESTE HM NOROESTE
HM NORTE HM SUR HM PENINSULAR Combustóleo Gas natural
Diesel industrial Carbón Importado Carbón PROMEDIO
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CENACE
Usuario calificado
Usuario Calificado Participante (>5MW)
Transmisión y Distribución
PIEs
Privados
Precio energía
por coste marginal
$/MWh
Usuario no calificado
Plan de redes
SENER Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional
Año 1 P > 3 MWAño 2 P > 2 MWAño 3 P > 1 MW
Punto de consumo o suma de puntos de consumo por
Unidad económica
Tarifa básica (CRE)
Co
ntr
ato
Co
nex
ión
$/MWh
% Energías Limpias y supervisión
% Energías Limpias
Co
ntr
ato
Co
nex
ión
Contratos bilaterales
GeneraciónControl
operativoConsumoComercialización
Mercado Mayorista
Liberalizado LiberalizadoParcialmente LiberalizadoEn manos estatalesNuevo regulador
Tari
fa d
e ú
ltim
o r
ecu
rso
* Ningún generador puede comercializar electricidad $/MWh
1. Esquema del sistema eléctrico con la Reforma energética
Coste regulado CRE
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Mercado de Energía
Mercado de Potencia(*) Referencia Cco:
8 USD/MWh
Mercado CEL (5%)20 USD/MWh
(Sanción 25 USD/MWh)
O D
50 USD/MWh
MERCADO LARGO PLAZO
MERCADO CORTO PLAZO
Precio Mercado = 50 + 1 + 0.5 + 8 + 20*0.05
Precio Mercado = 60.5 USD/MWh
Mercado Servicios Conexos 1.0 USD/MWh
Precio Marginal Local
Gestión CENACE0.5 USD/MWh
• Precio Energía Eléctrica: Basada en costos variables de
operación. Los precios Marginales serán el menor entre
el programa de despacho en tiempo real y un precio
tope.
2. Establecimiento de precios en el Mercado Eléctrico Mayorista
30
25
35
40
20
15
10
5
nuclear
hidráulica
carbón
Ciclos Combinados (propios + PIES)
Combustóleo +otros
Variable en función de la obligación
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3. Mercado Eléctrico Mayorista
69
887
68
887
80
87685 903
88
878
72
91064
909
63
923
93
875
95 1020
96
1028100
1029
97
1031
99 9979
8 1002101
1000
94 991
91 896
65 903
74 916
81 914
83 903
89 884
66 897
75 890
86 879
71 981
77 914
70 931
90 881
78 883
67 884
92 883
79 845
84 889
87 911
18 820
8 840
7 855
19 863
9 83915 841
11 894
17 889
12 873
16 847
10 860
14 843
28 863
20 858
24 885
29 972
23 926
27 989
25 999
22
1009
21
1001
26 945
35 864
31 890
32 866
30 915
36 928
34 941 5
0 893
56 869
42 951
60 924
37 889
57 919
41 886
51 901 4
3 90162 894
40 910
47 896
44 892
39 872
61 9045
9 88652 877
58 884
53 871
55 8664
5 866
1 874
2 877 5 876
4 880
6 882
3 840
54 880
13 849
76
886
49 879
38 912
48 910
46 912
73
902
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
29-1 5-2
12-2
19-2
26-2 4-3
11-3
18-3
25-3 1-4
8-4
15-4
22-4
29-4 6-5
13-5
20-5
27-5 3-6
10-6
17-6
24-6 1-7
8-7
15-7
22-7
29-7 5-8
12-8
19-8
26-8 2-9
9-9
16-9
23-9
30-9
7-10
14-1
0
21-1
0
PNDCENTRO ORIENTE MONTERREY PUEBLA TAMPICO QUERETARO
SAN LUIS POTOSI CHIHUAHUA MERIDA TLAXCALA VERACRUZ
0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
1.600
30-ene.-16 29-feb.-16 31-mar.-16 30-abr.-16 31-may.-16 30-jun.-16 31-jul.-16 31-ago.-16 30-sep.-16
$/MWH
NODO QUERETARO
Precio Nodo Distribuido ($/MWh)
-10.00
0.00
10.00
20.00
30.00
40.00
50.00
-100
100
300
500
700
900
1.100
1.300
1.500
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct
$/MWH NODO QUERETARO
PND Componente de Energía
Componente de Pérdidas Componente de Congestión
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Precio Referencia
Precio Energía
Precio Potencia
Precio CEL
HT: 3.5 USD/MWh
HS: 8 USD/MWh
HM: 8+7 USD/MWh
BT: 14+7 USD/MWh
HT: 0.5 USD/MWh
HM: 2 USD/MWh
Venta y comercialización
de la energía
50 USD/MWh
8 USD/MWh
1,0 USD/MWh(20 USD/MWh
Requerimiento 5%)
HT 65 USD/MWh
HS 71 USD/MWh
HM 80.5 USD/MWh
BT 89.0 USD/MWh
Total Productos Mercado
60.5 USD/MWh
HT 1% => 0.5
HS 2-4% => 1-2
HM 6% => 3
BT 9% => 4.5
Precio resultante debido al Factor de Pérdidas por nivel
de tensión
HS: 1 USD/MWh
BT: 3 USD/MWh
Costos de las redes: HT trasmisión, HS alta tensión,
HM media tensión y BT baja tensión
A los costos de transmisión habría que añadir, en los
casos pertinentes, el costo de congestionamiento.
1.5 USD/MWh
Precio Servicios Conexos + Otros
4. Precios de referencia
En base a la estructura de un Sistema Eléctrico similar al Mexicano, y considerando una estructura deMercado/Trasmisión/Comercialización, se obtienen los Precios de Referencia del Usuario Final, en base auna estructura por niveles de tensión, parecido a las actuales tarifas.
61.0
62.5
63.5
65.0
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5. Estructura del Sistema Eléctrico Liberalizado
CO
MER
CIA
LIZA
DO
RA
GEN
ERA
CIÓ
N
MER
CA
DO
TRA
NSM
ISSI
ÓN Precio de Referencia = Precio del Mercado
+ Coste regulación del Mercado + Coste de transmisión + Coste Comercializadora
Planta Cogeneración
USUARIO
Coste de Transmisión
Precio de Mercado
Opción 3
Opción 2
Opción 1
Coste Comercializadora
Coste de regulación
Una Planta de Cogeneración tiene tres opciones en función de sus excedentes de energía:
• Opción 1. Autoabasto. Cogeneración sin excedentes) => El coste de referencia de la energía autoconsumidaserá el Precio de Referencia que el sistema le oferte al Usuarios.
• Opción 2. Contrato de Cobertura Eléctrica (Cogeneración con excedentes) => La Planta puede optar vender sus excedentes mediante Transacciones Bilaterales.
• Opción 3. Venta al Mercado (Cogeneración con excedentes) => La Planta podrá vender sus excedentes directamente al mercado.
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6. Cogeneración
Operación, Mantenimiento, Gestión, Administración
SPV
Gas Natural (F)
Gastos generales
CELS:•Energ*%ELC*PCEL
0
5
10
15
Capacidad recuperación
Post combustión/sistemas convencionales
Máxima eficiencia en operación.
Calor(V) : V/refH•Referenciado a gas en
sistema existente
Electricidad (E):•Termino Fijo (OPEX):•Termino Variable
(GAS): F-V/refH
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7. Estructura costes
Coste generación Cogeneración Vs precio eléctrico (MEM) en modalidad de autobasto
• Coste GAS. Es el coste total de gas para generar la energía eléctrica y el vapor. Se puede descomponer entre Coste Gas V como V/refH (coste asociado al calor generado en sistema convencional; ex: vapor en caldera) y F-H/refH =Coste Gas E
• Coste O&M. Coste compracion y mantenimiento cogeneración (incluyendo correctivo, preventivo y overhallTG/MG)
• CEL Excedente. La cantidad de cels excedentes al exigido (ej: 5% 2018,) genera ingresos adicionales.
V/refH
F-V/refH
(%ELC-CELmin)*PCEL
Ahorro del 50 al 60% sobre coste electricidad
Datos:
• RE: 35%• RG: 75%• Tc: 18 $/USD• PG: 3.5
USD/MBTU
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7. Estructura costes
Coste generación Cogeneración Vs MEM
• Coste GAS. Idem autoabasto• Coste O&M. Idem autoabasto• CEL Excedente. La cantidad de cels excedentes al
exigido (ej: 5% 2018,) genera ingresos adicionales.• Cst Tras Generador. Tarifa trasmisión a generador• Precio venta. Energía nodo (MEME) y potencia en
mercado balance potencia
Coste generación Cogeneración Vs MEM
• Coste GAS. Idem autoabasto, • Coste O&M. Idem autoabasto, • CEL Excedente. La cantidad de cels excedentes al
exigido (ej: 5% 2018,) genera ingresos adicionales.• Tarif Trasmisión. Tarifa trasmisión suministro• DFT. Derecho financiero de trasmisión (diferencia
congestion nodo generación y consumo)
-10
0
10
20
30
40
50
60
70
Tarif MEM COGEN Cost Cog Cog Cost-V Cog Tot Cost
USD/MWh Venta a MEM
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𝑅𝐸𝐸 =𝐸
𝐹 −𝐻
𝑅𝑒𝑓𝐻
Este rendimiento eléctrico, habiendo descontado el combustible sustituido por elcalor aportado por la cogeneración, es el rendimiento de generación eléctrico deesta tecnología. Nos aporta la siguiente información fundamental.
Cuan competitiva es la electricidad generada respecto al mejor generador eléctrico. O que coste de combustible por MWh/a
aporta esta solución particular.El mejor generador eléctrico actual, Ciclo Combinado de 500 a 1,000 MWe, tieneun rendimiento de generación del 55%. Por tanto es imperativo:
Calor aportado por la cogeneración.
El objetivo es el cálculo del combustible
substituido.
REE >> 55%
8. Heat rate o rendimiento eléctrico equivalente
Rendimiento eléctrico equivalente o heat rate: Rendimiento intrínseco de cogeneración.
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Cuanto mayor sea la eficiencia de la Cogeneración, mayor será el número de CEL adquiridos, lo cual supone un incremento del ahorro y MAYOR PROTECION FRENTE A CAMBIOS DE LOS REF’s
𝐴𝐸𝑃 = 𝐸𝑃 − 𝐹 =𝐸
𝑅𝑒𝑓 𝐸′+
𝐻
𝑅𝑒𝑓 𝐻− 𝐹
𝑅𝑒𝑓 𝐸′ = 𝑅𝑒𝑓 𝐸 𝑏𝑎𝑠𝑒 ∗ 𝑓𝑝
𝑓𝑝 = 1 − % 𝑝é𝑟𝑑𝑖𝑑𝑎𝑠 𝑒𝑛𝑒𝑟𝑔í𝑎 𝑒𝑙é𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎 Depende del nivel de tensión al que se conecta
9. Obtención de Certificados de Energías Limpias
• Los Generadores Limpios, cuando utilizan combustibles fósiles, como en el caso de la cogeneración,
tendrán derecho a recibir un CEL por cada Megawatt-hora generado en las Centrales Eléctricas Limpias
que representen, multiplicado por el porcentaje de energía libre de combustible (lin. 6, Lineamientos
CEL).
• Ref E(base), es el parámetro de referencia energético de México.
• AEP, es el Ahorro de Energía Primaria.
RefE y Ref H son paramentos normativos
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ahorro de energía:(AEP)
La cogeneración permiten la producción simultánea de electricidad y calor.
Estas energías tienen un combustible asociado:
• Felec=E/(refE*fp)
• Fcalro=H/refH
Este Ahorro es la característica fundamental de ahorro y competitividad económica.
AEP=Felec+Fcalor-Fcog
Este ahorro de combustible en energiaelectica es la producción renovable de la Cog:
ELC = AEP*refE
combustible necesario en sistemas convencionales
combustible necesario en sistemas de cogeneración
10. Que es la energía libre de combustible
H/refH
E/refE*fp
EV
F
ELC
AEP*RefE