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PLANIFICACIÓN de las INVERSIONES en GENERACIÓN en URUGUAY.

COSTO, RIESGO Y SOBERANÍA

4° ELAEE - Montevideo - Uruguay8 y 9 de Abril 2013

Ing. Eliana CornalinoMsc. Ing. Ruben Chaer

Dr. Ing. Gonzalo CasaravillaIIE – FING - Universidad de la República Oriental del Uruguay y

UTE - Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas

INTRODUCCIÓN La energía anual del sector eléctrico es

cubierta en gran parte con generación hidroeléctrica

Dependiendo del régimen de lluvias, esta generación puede cubrir el 100% en el mejor de los años, o el 25% de la demanda anual en el año más seco (demanda del año 2010)

4° ELAEE - Montevideo – Uruguay - 8 y 9 de Abril 2013 2

INTRODUCCIÓN En la actualidad, para cubrir la diferencia se

debe recurrir a las IMPORTACIONES: Combustibles fósiles para generación térmica Energía eléctrica de los países vecinos

Gran volatilidad de los costos de abastecimiento

Demanda creciente + tendencia al alza de los precios internacionales y su volatilidad = RIESGO

4° ELAEE - Montevideo – Uruguay - 8 y 9 de Abril 2013


INTRODUCCIÓN ¿Hasta que punto puede aumentarse la

dependencia de las importaciones? ¿Hasta qué punto la diversificación de fuentes externas mejora la situación?

La historia reciente nos ha mostrado una alta correlación de costos de las fuente externas

Sólo el uso de las fuentes autóctonas nos permitirá mantener la SOBERANIA



METODOLOGÍA Y CASOS ESTUDIADOS Puesta a punto del Plan Óptimo presentado

en 2010, consistente en una expansión en base a eólica y ciclo combinado, incluyendo: mejoras en la herramienta de optimización actualización de la proyección de crecimiento de

la demanda y evolución de precios futuros mejoras en la representación del comercio con

Brasil comparación con otros posibles planes de

expansión4° ELAEE - Montevideo – Uruguay - 8 y 9 de

Abril 20135


METODOLOGÍA Y CASOS ESTUDIADOS Planes de comparación:

Plan Nuclear: expansión con centrales nucleares en módulos de 450 MW

Plan Carbón: expansión con centrales de carbón en módulos de 180 MW

Plan Ciclo Combinado: expansión con centrales de ciclo combinado en módulos de 180 MW

Se definieron manualmente corrigiendo la falla y evaluando el gradiente de inversión (si el CMG cubre el costo total de 1 MW adicional)





METODOLOGÍA Y CASOS ESTUDIADOS

METODOLOGÍA Y CASOS ESTUDIADOS Su costo esperado de operación futura será

mayor al del Plan Óptimo El objetivo es analizar tanto los efectos sobre

los costos como sobre los riesgos, de diferentes apartamientos respecto del óptimo.



RESULTADOS



Generación por fuente Costo medio a nivel de generación Costo de abastecimiento

Caso base: Barril de petróleo a 113 USD Caso desfavorable: Barril de petróleo a 170 USD

Riesgo de abastecimiento Soberanía para el abastecimiento


NUCLEAR CARBÓN

OPTIMO C. COMBINADO

RESULTADOS






RESULTADOS



OPTIMO C. COMBINADO

NUCLEAR CARBÓN

RESULTADOS



Generación por fuente Costo medio a nivel de generación Exposición a precios externos





Caso base: Barril de petróleo a 113 USD

Caso desfavorable: Barril de petróleo a 170 USD

PE 5%VEPE 95%

RESULTADOS








La baja versatilidad de las centrales nucleares es inmanejable en un sistema del tamaño del sistema uruguayo.

Existe un 5% de probabilidad de que en el Plan Nuclear se registren fallas de potencias mayores al 1% de la demanda.

RESULTADOS








El Plan Óptimo es el que presenta menor necesidad de importar y a su vez es el mayor exportador. El Plan Nuclear, y en menor medida los planes Carbón y Ciclo Combinado son fuertemente dependientes de los vecinos.

El Plan Óptimo presenta un intercambio relativamente próximo al neutro

CONCLUSIONES El camino de instalar en forma masiva generación

eólica, es la estrategia correcta para un país como Uruguay que dispone de un sistema hidráulico importante y que por ello: está acostumbrado a manejar variabilidad en su sistema el mismo sistema hidráulico es un aliado importante para

el filtrado de variabilidades como las de la eólica no requiere la instalación de más potencia firme de base,

como Nuclear o Carbón requiere la instalación de potencia de respaldo flexible


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CONCLUSIONES Lo señalado en cuanto a la eólica se aplica también

a otras energías autóctonas como solar, minihidráulica y biomasa, que podrían complementar la expansión planteada logrando de igual modo reducir el riesgo de exposición a los precios externos

Las tecnologías asociadas a “smart grid” y eficiencia energética, así como los avances en la integración regional, permitirán en un futuro no muy lejano aumentar la capacidad de gestionar las energías autóctonas en nuestro país y la región


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CONCLUSIONES El plan óptimo obtenido es tal que permite

aprovechar estas posibles mejoras futuras, si se verifican, y en caso contrario, permite también la operación confiable del sistema en base a la instalación de nuevas centrales de respaldo con suficiente flexibilidad.

Dichas centrales de respaldo, que desde el punto de vista de la flexibilidad podrían ser turbinas de gas de ciclo abierto, es conveniente que sean de ciclo combinado ya que en años secos podrían tener que trabajar todo el año.


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Fin

Muchas gracias!


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