1 er CURSO ARIAE DE REGULACIÓN ENERGÉTICA Costes de generación de energía eléctrica

1. 1er CURSO ARIAE DE REGULACIÓN ENERGÉTICA Costes de generación de energía eléctrica Claudio Damiano ENRE - Argentina cdamiano@enre.gov.ar 17 al 21 de Noviembre de 2003. Centro Iberoamericano de Formación de la Agencia Española de Cooperación Internacional LA ANTIGUA – GUATEMALA.

2. Energías primarias y secundarias E = m.c2

3. Sesiones vinculadas • Sesión A.1.4. Regulación de los costes medioambientales y sociales de los sectores de la energía. Sra. Dª. Carmen Fernández Rozado, • Sesión A.1.5. Análisis comparativo de los distintos esquemas regulatorios para promover la generación con fuentes de energía renovables. Sr. D. Carlos Solé Martín, • Sesión A.3.1. Introducción. Aspectos técnico-económicos del sector del gas natural. Sr. D. Raúl Monteforte, • Sesión B.2.1. Costes de extracción y aprovisionamiento de gas natural. Sra. Dª. Sandra Fonseca,

4. Energías primarias • hidráulica • térmica • nuclear • eólica • solar • química Coexisten diferentes energías primarias y diferentes tecnologías para transformarlas.

5. Energías primarias: características Cuales son mas usuales? Cuales se distinguen por su costo de capital? Cuales por el costo en insumo? Cuales por su costo ambiental? • hidráulica • térmica • nuclear • eólica • solar • química

6. Energía primaria Hidráulica

7. Tecnologías de generación hidráulica • Pequeñas centrales • Pelton • Kaplan • Bulbo

8. Energía primaria térmica ENERGIA = EXERGÍA + ANERGIA EXERGÍA ANERGÍA Explica parcialmente diferencias de precios entre combustibles (net back?)

9. Tecnologías de Generación usuales • con combustible fósil • sin combustible fósil • renovables: hidroeléctricas, solar, eólica, biomasa, geotérmica. • no renovables: Nuclear

11. Tecnologías usuales de generación térmica • Motores diesel • Turbinas de gas • Turbinas de vapor • Ciclos combinados • Nuclear • Pueden utilizar distintos combustibles • Rendimientos en kcal/kWh

12. Combustibles fósiles usados en generación térmica • Carbón • Gas Natural • Gas liquificado de petróleo • Fuel Oil • Diesel Oil • Gas Oil • Orimulsión Estrategias de compra

13. Clasificación de costos • Costos Fijos: • Costo de Inversión • Costos variables • Costo de combustible • Costo variable sin combustible Otras clasificaciones: Medios y Marginales, Corto y Largo Plazo.

14. Características por Tipo tecnológico

15. Costo de capital por tecnología

16. Costo de generación portecnología

17. Costos por tecnología TV $/kW año Nuclear CC Costo de Inversión en función de las horas de Operación TG Hs/año

18. Costos portecnología $/kW año TV Nuclear CC Costo de Producción en función de las horas de Operación TG Hs/año

19. Evolución de Costos por tipo tecnológico

20. Evolución de Costos por tipo tecnológico

21. Evolución de Costos por tipo tecnológico

22. Generación térmica en un sistema Hasta aquí, analizamos máquinas individualmente. Pero las máquinas de generación eléctrica se interconectan para satisfacer a la demanda en forma conjunta: • Ejemplos de los efectos de la evolución tecnológica • Conceptos de pool y curva monótona. • Cómo sobrevive una máquina de alto costo de combustible? … y una de alto costo de capital? • Los costos de producción de cada una de ellas determinarán su posición en el DESPACHO.

23. Evolución de Consumos Específicos

24. %IND Evolución de un parque de generación

25. Evolución de una curva de Oferta Térmica ($/MWh)

26. Curva monótona de demanda MW Demanda máxima del Sistema Demanda 8760 hs Horas de Punta

27. Despacho • Las Hidroeléctricas se encargan del suministro de punta => pueden transferir energía fácilmente entre distintos horarios de demanda según la capacidad de los embalses. • Sistemas hidrotérmicos: • Aprovechan ventajas complementarias de las distintas tecnologías tratando de evitar:. • Déficit de energía: Insuficiencia de energías primarias, o inversión inadecuada ó evento extremo. • Déficit de potencia (punta): indisponibilidades, pérdidas por reducción de altura de embalses, insuficiencia de transmisión o inversión inadecuada en capacidad instalada.

28. La aleatoriedad hidráulica afecta la disponibilidad de potencia Capacidad hidráulica Capacidad térmica MW MW Pmáx Pmáx Húmedo Medio Seco Húmedo Medio Seco

29. La capacidad del sistema depende de la variabilidad hidrológica MW Pmáx Demanda Máxima Evento crítico Húmedo 80% Medio 50% Seco 15% Muy Seco 5%

30. El evento crítico se produce en horas de demanda máxima y en hidrologías secas MW Hidrología Rica Baja probabilidad de cortes Capacidad probable del Sistema Hidrología Media Hidrología Seca Alta probabilidad de cortes Demanda 8760 hs Horas de Punta

31. Despacho en base a costos marginales • Costo de suministrar una unidad adicional. • Permite que se tomen, descentralizadamente, decisiones de inversión y operación que tienden a un óptimo global = combinación óptima de tecnologías de generación para abastecer la demanda. • En estas condiciones, los ingresos por ventas de energía al costo marginal instantáneo, más los ingresos por venta de potencia al costo de desarrollo de una unidad de punta, son iguales al costo de capital más los costos de operación para cada tipo de unidad generadora del sistema.

32. Tecnología 2 Tecnología 1 Costo $ Tecnología 3 T1 T2 Dmax P1 P2 P3 T1 T2 8760 hs

33. Supongamos que se debe abastecer la siguiente curva de carga: P 14000 MW P = 14.000 – 1.142 * t 4000 MW E = 78840 GWh 8760 hs Se dispone de las siguientes tecnologías de generación: Central Costo Inversión Costo Operación u$s/kW u$sMWh C1 300 60 C2 500 25 C3 1000 10

34. Tamaño óptimo de cada Tecnología Tamaño óptimo tecnología C1: 30 + 0.060*t = 50 + 0.025*t =>C1= 652 MW Tamaño óptimo Tecnología C2: 100 + 0.010*t = 50 + 0.025*t =>C2= 3153 MW Tamaño óptimo Tecnología C3 =>C3= 10195 MW

35. Resultados de la optimización P CMg1=60 u$s/MWh 14000 MW CMg2=25 u$s/MWh CMg3=10 u$s/MWh 4000 MW E2 32511 GWh E3 38515 GWh E1 7814 GWh 571 hs 2762 hs 5427 hs Ingresos de generadores por energía a costo marginal = 1667 Mill u$s

36. Resultados de la optimización Energía Generada = 78840 GWh C1= 186 GWh C2= 6156 GWh C3= 72498 GWh Costos de Operación = 890 mill u$s C1= 186 C2= 6156 C3= 72498 Costos de inversión anualizada = 1197 mill u$s C1= 19.6 C2= 157.6 C3= 1019.5 Costo Total de inversión y operación anual = = 1197+ 890 = 2087 mill u$s

37. Resultados de la optimización Costo Total de inversión y operación anual = 2087 mill u$s Ingresos de generadores por energía a costo marginal = 1667 Mill u$s Ingresos anuales por potencia = 420 Mill u$s Recaudación total por potencia = demanda máxima (14000 MW) multiplicada por el precio de la potencia (costo de inversión de la unidad de punta C1, 30 u$s/año). Equilibrio Ingresos totales = costo de inversión y operación