Conferencia Internacional: Potencialidades, Oportunidades y Desafíos de Integración
Eléctrica en América del Sur
2015 - Foz de Iguazú– Brasil
130.000 MW
instalados
28.000 MW
instalados
3.500 MW
instalados
Vulnerabilidad al clima
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
0% 50% 100%
EN
ER
GIA
AN
UA
L [
GW
h]
PROBABILIDAD
2006
20082009
2011
20072010
2012
DEMANDA 2015
DEMANDA 2010
2013
2014
GENERACIONHIDRAULICA
3.5%por
AÑO
Represas Bonete Baygorria Palmar Salto Grande
Superficie embalse
1110 km2 101 km2 318 km2 783 km2
Vol. Total del
embalse
8864 hm3 570 hm3 2850 hm3 5000 hm3
Dias embalse
150 2,8 16 10
Potencia 152 MW 108 MW 333 MW 1890 MW Binacional
Potencia Total Hidroeléctrica = 1538 MW
Alternativas de Expansión en Generación
Optimización con la consigna de minimizar el costo de generación y garantizar el abastecimiento
CV + fd/fc.PP = LCoE (*) PPs incluye costos de integración a la red
COSTOS
TOTALESPP(*) CV fd fc
FUENTE USD/MWhINTERMI
TENTEPUNTA
SEGUIM
de
CARGA
EN LA
BASE
USD/
MWh
USD/
MWh% %
SOLAR FOTOVOLTAICA 94 16 0 100 17BIOMASA 120 60 60 85 85EOLICA EN TIERRA 69 30 0 100 44GEN. DE PUNTA c/GAS 258 14,5 135 85 10GEN. DE PUNTA c/GASOIL 368 14,5 245 85 10CARBON 183 60 70 85 45CICLO COM. c/GAS 155 23 104 85 38CICLO COMB. c/GASOIL 240 23 188 85 38
FORMA DE DESPACHO
ALT
ERN
ATI
VA
CO
NV
ENC
ION
AL
Sistema Óptimo para Uruguay
• Rápida incorporación de Eólica• 1470 MW a fines de 2017
• Respaldo con Ciclo Combinado y TG• CC en constr. 2TG 185 MW +TG 170 MW = 540 MW
• Disponibilidad de GNL (Regasificadora)• 10 MM/m3/día (50% para Uruguay)
• Fuerte Interconexión Alternativa con Brasil• 500 MW en 500 kV
• Potenciar el Sistema de Transmisión• Subestaciones y Redes
EÓLICA (93 MW)
BIOMASA NETA (264 MW)
GEN RENOVABLES PRIVADOS
EÓLICA 1ª. ETAPA (150 MW)
ZENDA (3,2 MW)
GEN PRIVADA CON GAS NATURAL
GEN EÓLICA UTE
EÓLICA EXISTENTE (20 MW)
Eólica 2 y 1/2 (437 MW)
BIOMASA FUTURA (40 MW)
UTE (137 MW)
2ª ETAPA: Eólica 2 y ½ (150 MW)
PV - Solar Fotovoltaica (257 MW)
UTE EN S.A. (390 MW)
UTE - ELETROBRÁS (199 MW)
UTE – EXPANSIÓN (500 MW)
Proyectos con dificultades
de implementación
GEN EÓLICA K39607 Y EXT.
EÓLICA 2ª. ETAPA (192 MW)
H MINI HIDRÁULICAS (21 MW)
CASABLANCA
B A
I
MONTEVIDEO
NEPTUNIA
LA FLORESTA
PAN DE AZÚCAR
SAN CARLOS
MALDONADO
PANDO
SUÁREZ
ROCHA
CASTILLOS
CHUY LASCANO
JOSÉ P.VARELA
ENRIQUE MARTÍNEZ
RÍO BRANCO
TERRA
LIBERTAD
RODRÍGUEZ A.CORRIENTES
CANELONES
CARDONA
NUEVA
HELVECIA
CONCEPCIÓN
COLONIA ELÍA
MERCEDES
CONCHILLAS
ROSARIO
CONCORDIA
SALTO GRANDE
ARGENTINA
ARAPEY
TOMÁS GOMENSORO ARTIGAS
RIVERA
TACUAREMBÓ
PALMAR
SALTO GRANDE
URUGUAY
VERGARA
SAN LUIS
ARROZAL 33
RINCÓN DE
RAMÍREZ
MANUEL DÍAZ
STEL
CUCP
SOLYMAR
LAS TOSCAS
LAS
PIEDRAS
C
LIVRAMENTO
CONVERSORA DE
FRECUENCIA
EFICE
ALUR 5
PONLAR 7
BIOENER 11,5
LIDERDAT 4,85
NUEVO
MANANTIAL 11,8
PALMATIR 50
MONTES DEL PLATA 80
DOLORES
ESTRELLADA
Vientos de Pastorale_49,2
Ladaner_50
PINTADO
PAYSANDÚ
Cadonal_50
Red Prevista 2023 – T1
GENERACIÓN EXISTENTE, CONTRATADA,
ADJUDICADA
POTENCIAS AUTORIZADAS EN MW
COLONIA J.P. TERRA 67,2
PV 0,48
COLINIA ARIAS 70
COLONIA RUBIO
RENTNG 65
PALOMAS
ARBOLITO 50
ARERUNGUÁ 80
5
PV 5 PV 5
PV 50
PV 66
SALTO PV 10
AGUA LEGUAS_100
PV 40
PV 10
PV 30
PV 5
YOUNG
GALOFER 12,5
CONVERSORA
MELO
TREINTA Y TRES
CUCHILLA
PERALTA
116
VALENTINES
VALENTINES 70
125
TRINIDAD
ASTIDEY
NUEVA PALMIRA
COLONIA
MC MEEKAN 64
KENTILUX 17,2
FLORIDA
Polesine_50
|
FINGANO 50
Vengano_40
LUZ DE LOMA 20
LUZ DE MAR 18
LUZ DE RÍO 50
SALTO 50
TACUAREMBÓ 150
CONV. MELO 100
PANDO 50
BIFURCACIÓN
JOSÉ IGNACIO
PUNTA DEL ESTE
SAN CARLOS 150
MINAS
PV 0,48
CENTRAL GEN.
LIBERTADOR I 15
GEN. EOLICA MINAS 42
LAS ROSAS 1
BIOENERGY 40
FENIROL 10
WEYERHAEUSER 5
PAMPA 140
MELO
CONTRATOS
FUTUROS
BIOMASA
40
F
CEBOLLATÍ
FRAY
BENTOS
COLONIA
ROSENDO MENDOZA 65,1
COLONIA JUAN LACAZE
Cobra ing. Uy_48,6
CENTRAL
BATLLE
5ta., 6ta., Sala B,
Motores
CTR
La Tablada
CENTRAL GEN.
LIBERTADOR I 50
CARACOLES 20
UPM - UTE 18+19
UPM 40
DURAZNO Astidey_50
BAYGORRIA
CARDAL 500
PUNTA DEL TIGRE
S.VÁZQUEZ
SAN JAVIER 0
LAS PIEDRAS 0
ZENDA 3,2
SAN JAVIER
Darinel_50
R_Del_Sur_50
AGROLAND 0,25
Molino de Rosas_ 50
ANDRESITO 50
Estrellada_ 50
TOGLEY 7,75
L.LANAS
BLENGIO
0,9
LUMIGANOR 9,9
ENGRAW 1,8
PV 10
PV 5
PV 5
PV 5
PV 10
Central Gen. Libertador II_50
H H
TACUARÍ I 9.2
TACUARÍ II 6.6
H PASO SEVERINO 5
ARATIRÍ
PUERTO
20 MW
ARATIRÍ
MINERA
170 MW
Generación Distribuida, Renovables,GNL, Redes e Interconexiones
500 MW
70 MW
2000 MW
AÑO DE LLUVIA MEDIA
90% RENOVABLES45 % HIDRO
30% EOLICA
15% BIOMASA
Cambios de la Matriz de Generación
1476
70%
40%
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
MW
Potencia Eólica Instalada (MW)
Pot. Eólica/Pot. Maxima de Sistema (%)
Energía Eólica/Energía Total (%)
Eólica en dic. de cada año
AÑO 2015 2016 2017
MWh/año 10,657 10,905 11,208
2017 MW
SPOT 79
UTE 158
PPA 1239
1476
Correlación Mensual
BIEN
M. BIEN
MAL
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
1,4
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
En
erg
ía e
sp
era
da /
en
erg
ía m
ed
ia
mes
Eólica
Hidro
Solar FV
Demanda
EÓLICA y DEMANDA: MUY BIEN
SOLAR y HIDRO en VERANO: BIEN
SOLAR y DEMANDA en INVIERNO: MAL
Un día promedio del año…
Año 2017: 90 % de renovables y 30% de eólica
Matriz Optima 2040
28.000 GWh/año10.300 GWh/año
1538 1538 1538 1538
1224 14041540 1540
1200
50004600
1250 2300
1800 2000
4950
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
2013 2016 2040 2040
MW
SOLAR
EOLICA
BIOMASA
TERMICA
890 CC650 TG
SOLAR a94 USD/MWh
SOLAR a69 USD/MWh
EOLICA a69 USD/MWh
Primer principio de la Integración:
Compensar desequilibrios
• La importación de energía a un país causa una reducción en la remuneración de los generadores del país comprador y un aumento del precio de la energía en el país vendedor.
• Ambos efectos deben ser compensados para protección de las inversiones en cada territorio hasta el nivel que cada país considere pertinente.
Uruguay – Marco Regulatorio
• Dos modalidades de Exportación:
– 1) De Excedentes
– 2) En Contratos
Exportación de Excedentes• ADME determina semanalmente, con detalle
horario aquellos paquetes de energía disponiblespara exportación con confianza 90% de resultarexcedentarios.
• UTE es el comercializador de dicha energíaexcedentaria.
• La exportación de Excedentes NO afecta el precioSpot interno de Uruguay.
• Los beneficios de las ventas de excedentes sedistribuyen entre TODOS los MW inyectados alsistema. El que exporta es El Mercado y no ungenerador en particular.
Coyuntura Actual
• Uruguay – Argentina: 2000 MW de Interconexióndesde hace 32 años con amplia historia deintercambios de Exedentes y de Contratos.
• Uruguay – Brasil: 70 MW de Interconexión desde elaño 2000. Intercambios de asistencia en situacionesde crisis. Es inminente la entrada en operación de laconversora de 500 MW por lo cual se crea un ámbitopara mejorar los intercambios con mutuo beneficio.
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
USD
/MW
hCosto Marginal Uruguay
Prom
Pe10.0%
Pe20.0%
Pe30.0%
Pe40.0%
Pe50.0%
Pe60.0%
Pe70.0%
Pe80.0%
Pe90.0%
Costo Marginal Uruguay 2016
Costo Marginal Brasil
0
20
40
60
80
100
120
USD
/MW
hCosto Marginal Brasil
Pe10.0%
Pe20.0%
Pe30.0%
Pe40.0%
Pe50.0%
Pe60.0%
Pe70.0%
Pe80.0%
Pe90.0%
Costo Marginal Brasil 2016
-150
-100
-50
0
50
100
150
USD
/MW
h
Diferencia Costo Marginal ( Uruguay - Brasil ) (promedio semanal)
Pe10.0%
Pe20.0%
Pe30.0%
Pe40.0%
Pe50.0%
Pe60.0%
Pe70.0%
Pe80.0%
Pe90.0%
Diferencia de CMG_UY-CMO_BR 2016
Durante el verano Uruguay sería Comprador
mientras que el resto del año sería Vendedor
Resultados de la Integración PLENA• De realizar todos los intercambios convenientes
durante el año 2016 de acuerdo a la diferencia decostos marginales se obtendría un beneficio en valoresperado de 117 MUSD/año
• ¡Sólo hay que poder repartir los beneficios!
• En Uruguay es fácil. En Brasil es algo más complicadoya que tiene toda la demanda contratada y losgeneradores térmicos despachan en ocasiones apérdida pero reciben beneficios del sistema.
Segundo principio de la Integración:
Al igual que en el Despacho Óptimo de cada país,
ningún contrato
debe forzar el Despacho de los flujos por las interconexiones
Resumen de BENEFICIOS GLOBALES en MUSD/año
Año 2016
Beneficios de la Integración
Mejor aprovechamiento de la explotación y uso de los
recursos naturales.
Optimiza el costo de producción.
Mejoras en el medio ambiente
Optimiza la seguridad del abastecimiento.
Coloca excedentes de energía.
Mejor aprovechamiento de los atributos de la capacidad
instalada.
Favorece la investigación científica, el intercambio de
tecnología y la generación de conocimientos.
Mejor planificación de un desarrollo sostenible a largo
plazo
Incentiva las inversiones del sector energético y
ampliación de mercado.
Parque Juan Pablo TerraAgosto 2014
67.2 MWArtigas - Uruguay