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.

•Factores que determinan el viento en el Perú.

                                                                                    

PAITA

CHIMBOTE

                              

                              

PISCO

ILO

                              

                              

Sistemas atmosféricosSistemas atmosféricos

La Temperatura del Mar, ENOSLa Temperatura del Mar, ENOS

El Atlas Eólico del Minem-Foner

Sistema NacionalInterconectadoDel Perú.

Sistema NacionalInterconectadoDel Perú.

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

INSTALACION DE TORRE Y SENSORES PARA EVALUACION DE POTENCIAL EOLICO 2007

4,100 MW DEMANDA MAXIMA Y CRECIENDO

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

Hidráulica Térmica Eólica

Complementaridad de la Eólica con la hidroelectrica

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

En Perú la Eólica de la costa complementa perfectamente a la hidroeléctrica.

Térmica Eólica

mMi

•GIS Cupisnique •Micrositing and modeling with Wasp

Cupisnique

Rosa de Vientos y distribución de Weibull en emplazamiento con3,200 HE (7% pérdidas)

Parque Eólico 2

vista Parque Eólico Chile – La Canela (5 Molinos)

Máxima inyección Eólica en las barras

vista Parque Eólico Chile – La Canela

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.