situación mem - universidad nacional de lanús - inicio · ampliación de la red de 500 kv líneas...
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13/06/2013
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La energía: los temas de hoy y las soluciones tecnológicas de mañana
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[email protected] de junio de 2013
Seminario
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Situación MEM
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Características Físicas del Sector EléctricoRepública Argentina – Topografía ‐ Recursos
NOAHIDROCARBUROS
MINERÍA
NEA + LITHIDRO
COMAHUEHIDRO
HIDROCARBUROSDEMANDA
PATAGONIAHIDROEOLICA
HIDROCARBUROS
CUYO
COMAHUE
CENTRO
NOANEA
LITORAL
BUENOS AIRES
GBA
PATAGONICO
(Radial Mallada)
Ampliación de la Red de 500 kV
LíneasEl Bracho - Cobos2010 Septiembre
Resistencia - Gran Formosa2010 Noviembre
Gran Mendoza - Río Diamante2011 Mayo
Cobos - San Juancito2011 Julio
Cobos - Monte Quemado2011 Agosto
Resistencia - Chaco2011 Agosto
Monte Quemado - Chaco2011 Agosto
Agua del Cajón - Río Diamante2011 Septiembre
Cobos
Gran Formosa
Río Diamante
San Juancito
Monte Quemado
Chaco
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Características Físicas del Sector EléctricoRepública Argentina ‐ Líneas AT
CUYO
COMAHUE
CENTRO
NOANEA
LITORAL
BUENOS AIRES
GBA
PATAGONICO
5
Comahue (Madrid)
Mendoza (Nantes)
El Bracho (Edimburgo) Yacyretá (Copenhague)
Salto Grande (Leipzig)
GBA (Milan)
PARIS
ROMA
LONDRESBERLIN
BRUSELAS
ZURICH
AMSTERDAM
6
Capacidad Instalada: 31.139 MW
MEMPotencia Máx Bruta (feb/2012) 21,949 MWDemanda Energía (2012) 121 TWh (+4.1%)
Características Físicas del Sector EléctricoMercado Eléctrico Mayorista ‐ 2012
07/02/2012= 21.949 MW30/01/2013= 21.982 MW (456 GWh, 28,5°C, 35,5°C)01/02/2013= 22.169 MW (450 GWh, 30°C, 36,3°C)
CUYO
COMAHUE
CENTRO
NOANEA
LITORAL
BUENOS AIRES
GBA
PATAGONICO121 TWh/8760 h = 13.800 MW13.800 MW /21.949 MW = 0.628 = FC 63%
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Demanda de Potencia MW
• Máximos mensuales (sin exportaciones)
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
2009 17351 18596 17218 16963 17780 18948 19566 17862 17895 18023 17426 18422
2010 19370 19332 18408 16937 18228 18770 20396 20843 19346 17211 18335 20209
2011 20531 20174 20913 18309 18765 21024 21403 21564 18648 17565 19508 20513
2012 21309 21949 20095 18264 18472 20978 20912 19995 18626 17834 20991 20921
2013 21982 22169 19523 18443
Características de los sistemas de suministro de energía eléctrica ‐ DEMANDA DIARIA ‐
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Características de los sistemas de suministro de energía eléctrica ‐ DEMANDA DIARIA ‐
Días de Mayor Potencia
13000
14000
15000
16000
17000
18000
19000
20000
21000
22000
23000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23
MW
Horas
Curvas de Carga del SADI Maximos de Potencia Invierno y Verano
1-ago-2011 1-Feb-2013
INVIERNO01/08/2011
Pico Máximo 21564 MW Hora 20:18
Temp.Media: 5.9°C
VERANO01/02/2013
Pico Máximo 22169 MW Hora 15:35
Temp.Media 30.6°C
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Características de los sistemas de suministro de energía eléctrica ‐ DEMANDA DIARIA ‐
• Durante el verano del año 2013 la potencia máxima fue de 22169 MW.
Máximos de Potencia
Potencia Invierno 2006
Verano 2007
Invierno 2007
Verano 2008
Invierno 2008
Verano 2009
Invierno 2009
Verano 2010
Invierno 2010
Verano 2011
Record Invierno 2011
Record Verano 2012
Invierno 2012
Record Verano 2013
Potencia MW 17395 17881 18345 17930 19126 18596 19566 19370 20843 20913 21564 21949 20978 22169
Día Lunes Miercoles Jueves Miercoles Lunes Jueves Jueves Viernes Martes Jueves Lunes Jueves Jueves Viernes
Fecha 31‐jul 18‐abr 14‐jun 20‐feb 23‐jun 19‐feb 23‐jul 29‐ene 03‐ago 10‐mar 01‐ago 16‐feb 07‐jun 01‐feb
Temperatura °C 6.0 24.8 10.0 28.1 8.4 29.2 5.1 30.1 5.95 27.7 5.9 27.6 5.5 30.6
Hora 20.00 19.47 19.56 22.10 19.37 22.00 19.59 14.52 19.45 20.31 20.18 15.10 20.35 15.35
8000
10000
12000
14000
16000
18000
20000
22000
24000
9035
9325
1010
4
1021
3
1124
3
1177
6
1226
9
1273
0
1375
4
1406
1
1348
1
1435
9
1503
2
1614
3
1739
5
1834
5
1912
6
1956
6
2084
3
2156
4
2194
9
2216
9
Jul Jul Jul Jul Jun Jun Jun Jul Jul Feb Feb Jul Dic Nov Jul Jun Jun Jul Ago Ago Feb Feb
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
MW Potencias Máximas Anuales
Verano
Verano
Verano
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Características de los sistemas de suministro de energía eléctrica ‐ Demanda Semanal ‐ 96 CUARTOS DE HORA *7= 672 LECTURAS
18570 18530
1757317310 17266
16892
11038
16803
14680
10000
11000
12000
13000
14000
15000
16000
17000
18000
19000
1 51 101 151 201 251 301 351 401 451 501 551 601 651
Energías Diarias – Temperaturas Medias
300
320
340
360
380
400
420
440
460
480
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34
GWh
°C
Energías vs. Temperaturas Días Hábiles ‐ Año Móvil
Energias Diarias Año 2010/11 Energías Diarias Año 2011/12 Energías Diarias Año 2012/13
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Demandas Netas de Energías MensualesCiclos Económicos
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
11000
12000
ene-96 ene-97 ene-98 ene-99 ene-00 ene-01 ene-02 ene-03 ene-04 ene-05 ene-06 ene-07 ene-08 ene-09 ene-10 ene-11 ene-12 ene-13 ene-14
Consumos Reales
Ene'96-Jun'98
Ene'00-Mar'01
Jun'02-Sep'08
May'09-Feb'13Jul'98-Dic'99Default Ruso
Abr'01-May'02Panico Bancario
Oct'08-Abr'09Efecto Jazz
GWh Valores de Demandas de Energias Mensuales Normalizadas
Por valores normalizados se entiende, las demandas Netas Facturadas (no incluye Patagonia) y ajustadas a : Igual cantidad de tipos de días , Temperatura media histórica mensual y Desestacionalizadas
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Características Físicas del Sector EléctricoPotencia Instalada MEM ‐ dic/2012
CUYO
COMAHUE
CENTRO
NOANEA
LITORAL
BUENOS AIRES
GBA
PATAGONICO
Total MEM 31,139 MW
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17
Total MEM 31.139 MW
Características Físicas del Sector EléctricoPotencia Instalada MEM – dic/2012
POT MWTV 4464TG 3939CC 9205NUC 1005MD 1277HID 11130FOT 6EO 111,8TOT 31139
Potencia Instalada 31/12/2012Reg TV TG CC MD TER NUC SOL EOL HID TOT
CUY 142,8 66,8 374,2 583,8 6,2 1082,1 1672,1
COM 207,9 1282,5 73,3 1563,7 4704,7 6268,4
NOA 301,0 1001,0 829,2 257,4 2388,6 25,2 217,2 2631,0
CEN 200,0 526,8 547,3 63,5 1337,6 648,0 917,6 2903,2
GBA/LIT/BAS 3820,2 1917,5 5984,0 395,7 12117,4 357,0 0,3 945,0 13419,7
NEA 59,0 242,3 301,3 2745,0 3046,3
PAT 160,0 188,1 25,0 373,1 86,3 518,8 978,2
MOV 220,0 220,0 220,0
MEM 4464,2 3939,0 9205,3 1277,2 18885,5 1005,0 6,2 111,8 11130,4 31138,9
60,7% 3,2% 0,02% 0,36% 35,7%
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Características Físicas del Sector EléctricoPotencia Instalada vs Demandada MEM ‐ dic/2012
18%
BUENOS AIRES
12%
BUENOS AIRES
NOA
8%NOA
8%
NEA10% NEA
6%
LITORAL7%LITORAL
8%CUYO
5%
CUYO
6%
COMAHUE
20%
COMAHUE
4%
GBA 39%GBA 19%CENTRO
9%CENTRO
9%
3%
PATAGONICO
3%
PATAGONICO
Total MEM 31,139 MW
DESCRIPCIÓN PMAX PRECIO UBICACIÓN ESTADO
MW u$s/MWh
CENTRAL RAWSON I 50 128 CHUBUT OPERANDO
CENTRAL RAWSON II 30 124,2 CHUBUT OPERANDO
CENTRAL MADRYN OESTE 20 120 CHUBUT
MALASPINA I 50 121 CHUBUT
MALASPINA II 30 121 CHUBUT
KOLUEL KAIKE I 50 133,33 SANTA CRUZ
KOLUEL KAIKE II 25 133,33 SANTA CRUZ
PUERTO MADRYN SUR 50 121,97 CHUBUT
PUERTO MADRYN NORTE 50 123,97 CHUBUT
PUERTO MADRYN II 50 122,17 CHUBUT
PUERTO MADRYN I 50 129,22 CHUBUT
Proyectos eólicos
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21
Distribución de los recursos
termico69%
nuclear6%
Hidro25%
import0%
Tipica de verano
termica, 55.4%
hidro, 33,1%
nuclear, 5,7%
eólica, 0.0%
importaciòn, 5,8%
Típica de invierno
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Características Físicas del Sector EléctricoCobertura de Pico invierno
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12
• 2012 +4.1 %23
Indicadores – Mercado EléctricoDemanda Eléctrica MEM desde 1992
24
Demanda de Energía Eléctrica MEM
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13
25
Demanda de Energía Eléctrica vs PBI
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Ev. Potencia Instalada
NU
HI
CC
MD
TG
TV
Potencia MEM: 1992 = 14061 MW 2012 = 31139 MW 121,5% (20 años> 4,05%)
Indicadores – Mercado Eléctrico
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Indicadores – Mercado Eléctrico
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
MW acumulad
os
MW año
Ingreso de Potencia anual desde 1992
MW año MW acumulados
27
28
Principales Proyectos de Generación Concretados
HI Piedra del Águila 1400 MW 93/94HI Yacyretá 1710 MW 94/98TG Loma de la Lata 375 MW 1994CC Bs. Aires 322 MW 1995CC Luján de Cuyo 285 MW 1996 CC Genelba 674 MW 97/98CC Capex 662 MW 93/99CC Tucumán 447 MW 96/99CC San Miguel 382 MW 95/02CC Costanera 851 MW 1999CC Puerto 786 MW 1999HI Pichi Picún Leufú 255 MW 1999CC Dock Sud 773 MW 2000CC AES Paraná 845 MW 2001 TG Pluspetrol Norte 116 MW 2002
HI El Carrizal 17 MW 2002HI Cacheuta 122 MW 2002TG Pluspetrol Norte 116 MW 2003CC Belgrano 823 MW 2008/10CC Timbúes 840 MW 2008/10
Enarsa MD/TG 892 MW 2008/11TG Maranzana 180 MW 2008/10EPEC Pilar TG 330 MW 2010Caracoles TH 121 MW 2009Energía del Sur TV 84 MW 2009/10La Rioja TG 26 MW 2008/09Guemes TG 100 MW 2008Rincón de los Sauces D 25 MW 2010Genelba TG 165 MW 2009Entre Lomas D 23 MW 2008Termoandes Salta TG 410 MW 2008
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15
9035 932510104 10213
11243 11776 12269 1273013754 14061
1348114359
1503216143
1732318345
19126 1956620843
2156420978
0
5000
10000
15000
20000
25000
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
MW
Ev de la demanda máxima registrada anual
29
Crec =11.943MW132,2% 20 años 4.30 %aa
Indicadores – Mercado EléctricoDemanda Máxima Registrada anual MEM
Incremento anual de demanda de Potencia MWaño demanda crecimiento
2002 13481 ‐2003 14359 878
2004 15032 673
2005 16143 1111
2006 17323 1180
2007 18345 1022
2008 19126 781
2009 19566 440
2010 20843 1277
2011 21564 721
2012 20978 ‐586 30
Promedio= 750 MW por año
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16
Planeamiento Energético
21880 22821 23802 2482625893
2700728168
2937930642
3196033334
3476836263
3782239448
41145
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
40000
45000
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
MW
Crecimiento Potencia Máxima Demandada MEM 4.30%aa
31
20.200 MW en 16 años
32
Evolución del Consumo Específico
1450
1600
1750
1900
2050
2200
2350
2500
2650
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
kcal/kWh Consumo Específico medio Bruto Anual
13/06/2013
17
33
Indisponibilidad Térmica
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
%Indisponibilidad Térmica Anual
Ev Precio Monómico
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov DicEnergía 119,7 119,6 119,6 119,8 120 120 120 120 119,9 119,6 119,6 119Sobrec. Transit de Desp 39,6 42,5 48,6 116,5 181,1 256,4 266 202,2 106,9 69,4 34,4 46,5Energía Adicional 3,2 3,2 3,6 3,5 2,8 2,4 2,8 2,7 2,6 3,1 3 2,8Sobrec. Comb 7,8 10,3 9 11,3 9,5 6,2 6 6 8,3 6,8 9 8,7Adic. Potencia 11,7 9,7 11,5 15,4 10,4 9,4 9,6 10,9 10,5 11,1 10 10,4
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
$/MWh
2012
13/06/2013
18
0
100
200
300
400
500
600
ene‐00
jul‐0
0
ene‐01
jul‐0
1
ene‐02
jul‐0
2
ene‐03
jul‐0
3
ene‐04
jul‐0
4
ene‐05
jul‐0
5
ene‐06
jul‐0
6
ene‐07
jul‐0
7
ene‐08
jul‐0
8
ene‐09
jul‐0
9
ene‐10
jul‐1
0
ene‐11
jul‐1
1
ene‐12
jul‐1
2
ene‐13
jul‐1
3
Costo Monómico Spot Mensual ‐ $/MWh
Pot + Res + Ser
Energía
Sobrecosto + Adic.
Adic. Brasil+cont MEM+Dem Exc
Sancionado Estacional (E+P)
Sancionado Estacional (E + P) + Otros Ingresos
Precio Monómico mes GU
Ev Precio Monómico
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012Energía 18,1 25,9 32 44,2 62,5 76 87,7 97,5 115,2 119,4 119,8Monómico 28,5 39,4 53,6 66,4 92,2 119,4 144,9 162,5 204 260,4 259,4
0
50
100
150
200
250
300
$/MWh
Anual – Energía y Monómico
13/06/2013
19
Ev Precio Monómico
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Monómico u$s/MWh 8,1 13,6 18,5 22,1 29,7 37,8 43,9 43,3 51 60,2 60,3Energía U$S/MWh 5,6 8,9 11 14,7 20,1 24,1 26,6 26 28,8 27,8 27,9Energía $/MWh 18,1 25,9 32 44,2 62,5 76 87,7 97,5 115,2 119,4 119,8Monómico $/MWh 28,5 39,4 53,6 66,4 92,2 119,4 144,9 162,5 204 260,4 259,4
0
50
100
150
200
250
300
$/MWh –u$
s/Mwh
Anual – Energía y Monómico
Generación 2012
38
Térmico72%
N5%
Hidro23%
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20
Evolución Generación GWh
39
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
140000
1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
NUCL
HIDRO
TER
Consumo de FO Anual
0
500.000
1.000.000
1.500.000
2.000.000
2.500.000
3.000.000
3.500.000
t
13/06/2013
21
Consumo de GO Anual
0
500.000
1.000.000
1.500.000
2.000.000
2.500.000
m3
0
50000
100000
150000
200000
250000
300000
350000
400000
450000
ene‐88
ene‐89
ene‐90
ene‐91
ene‐92
ene‐93
ene‐94
ene‐95
ene‐96
ene‐97
ene‐98
ene‐99
ene‐00
ene‐01
ene‐02
ene‐03
ene‐04
ene‐05
ene‐06
ene‐07
ene‐08
ene‐09
ene‐10
ene‐11
ene‐12
Consumo de FO Mensual
13/06/2013
22
0
100000
200000
300000
400000
500000
600000
ene‐06
abr‐06
jul‐0
6
oct‐06
ene‐07
abr‐07
jul‐0
7
oct‐07
ene‐08
abr‐08
jul‐0
8
oct‐08
ene‐09
abr‐09
jul‐0
9
oct‐09
ene‐10
abr‐10
jul‐1
0
oct‐10
ene‐11
abr‐11
jul‐1
1
oct‐11
ene‐12
abr‐12
jul‐1
2
oct‐12
Consumo de GO Mensual
Evolución Matriz de combustibles Generación
44
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
CMGNGOFO
13/06/2013
23
Evolución Matriz Combustibles Generación
45
FO14%GO
1%
GN82%
CM3%
2006FO16%
GO12%
GN68%
CM4%
2010
FO16%
GO13%
GN67%
CM4%
2011FO17%
GO11%
GN69%
CM3%
BD0%
2012
srm 46
Consumo de FO 2012 2 859 470 t
13/06/2013
24
47
Consumo de GO 2012 1.826.418 m3
CT TIMBUES(GSMA18%
GRAL BELGRANO13%
NUEVO PUERTO11%
AES‐PARANA9%
DOCK SUD7%
PILAR5%
COSTANERA4%
ENSE. BARRAGAN4%
VILLA GESELL2%
CO. ENSENADA2%
MARANZANA2%
90 Centrales23%
Consumo GO
Balance Energético MEM
Carbón Mineral
Gas Oil
Fuel Oil
Gas Natural
Uranio
Gen Alternativa
Yacyretá
Salto GrandeComahue
Futaleufú
Otros Hidro
Hidráulica
Eólica
Solar
Nuclear
Gen Térmica
Pérdidas Transformación
Consumos Propios
Pérdidas de red
Generación Neta
GBA
BAS
LIT
CEN
NOA
CUYNEACOM
PAT
Tecnología Producción DemandaRecursos
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25
49
• el parque TV y CC debe modular para tomar la punta• en crónicas ricas este requerimiento se agudiza
DESPACHO HORARIO
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
HIDRAULICA BASE
CC + TV
HIDRAULICA PUNTA
TG
RESERVA DE POTENCIA
NUCLEAR
empuntamientotérmico base
Reglas del MercadoCubrimiento de la Demanda Empuntamiento
Con oferta escasa se magnifican los cambios de precios ante variaciones en la demanda.
50
$/MWh
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26
Con oferta escasa se magnifican los cambios de precios ante variaciones en la demanda.
51
$/MWh
MW Gen - Dem
FO
GO
H, CCGN
52
COSTO DE MAQUINAS CON GAS Y NUCLEARES POR REGIONES
0
50
100
150
200
250
300
350
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000
P(MW)
CO
STO
($/M
W-H
)
BASCENCOMCUYGBALITNOAPAT
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27
53
54
Costo Relativo Combustibles Generadores Base PCI TC
Combustible Precio u$s/MMBTU Rel BQ
Gas Natural 2,4 u$s/MMBTU ref5,2 u$s/MMBTU plus
2,45,2
12,2
12
CM (120 u$s/t FOB‐ API #4) 200 u$s/t BQ 9 1,9 2
Gas de Bolivia 11 u$s/MMBTU 11 4,6 5
Fuel Oil Nacional ( 2600 $/t) 495 u$s/t 12,7 5,3 6
LNG Imp 17 u$s/MMBTU 17 7,1 7
Fuel Oil (98 u$s/bbl) 650 u$s/t 16,7 7,0 8
Gas Oil (970 u$s/t) 800 u$s/m3 24,0 10 11
13/06/2013
28
Gas Natural Gas Oil Fuel Oil Carbón Mineral Ur Nat ULE
11.760/8400 kcal/Nm3
10.200 9.800 6000 151.000.000 218.000.000
PCI Combustibles kcal/kg
0
2
4
6
8
10
12
14
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
22
24
26
28
GN ref GN Plus CM GN Bol FO Nac LNG Imp FO Imp GO Imp
u$s/MMBTU Rel Calórica
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
1940
1942
1944
1946
1948
1950
1952
1954
1956
1958
1960
1963
1964
1966
1968
1970
1972
1974
1976
1978
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
u$s/bbl
WTI Promedios Anuales desde 1940
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29
‐
50
100
150
200
250
300
350
400
450
0
20
40
60
80
100
120
140
16002
/01/19
9602
/06/19
9602
/11/19
9602
/04/19
9702
/09/19
9702
/02/19
9802
/07/19
9802
/12/19
9802
/05/19
9902
/10/19
9902
/03/20
0002
/08/20
0002
/01/20
0102
/06/20
0102
/11/20
0102
/04/20
0202
/09/20
0202
/02/20
0302
/07/20
0302
/12/20
0302
/05/20
0402
/10/20
0402
/03/20
0502
/08/20
0502
/01/20
0602
/06/20
0602
/11/20
0602
/04/20
0702
/09/20
0702
/02/20
0802
/07/20
0802
/12/20
0802
/05/20
0902
/10/20
0902
/03/20
1002
/08/20
1002
/01/20
1102
/06/20
1102
/11/20
1102
/04/20
1202
/09/20
12
C$/gal
u$s/bb
lEvolución Precio Crudo, FO y GO #2 NY
FO N° 6 1% S
WTI
GO
TG CA GN
TG CA GO
CCGN
CCGO
TV FO
NUC
0,0
0,5
1,0
1,5
2,0
2,5
3,0
3,5
0 5 10 15 20 25
U$D
Millon
es
años
Costos comparativos de producción(no contempla costos y tiempos de instalación)
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30
0
100
200
300
400
500
600
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000
TV FO
TV CM
TV CM PFBC
TG
CC
Motor
Eólico
Hidro1
Hidro2
Nuclear
Características por Tipo Tecnológico
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31
61
Calculo del Costo de Generación de una unidad térmica
‐ PRECIOS PROPUESTOS DE LOS COMBUSTIBLES =FUEL OIL= 650 u$s/tGAS NATURAL = 89 u$s/dam3
GAS OIL= 970 u$s/t
‐ COSTO DE GENERACION = CESPE * PRECIO / PCI
CGENGN = 2500 kcal/kWh * 89 u$s/dam3 / 8400 kcal/Nm3
CGENGN = 27 u$s/MWh
CGENFO = 2500 kcal/kWh * 650 u$s/t / 9800 kcal/kgCGENFO = 166 u$s/MWh
CGENGO = 2500 kcal/kWh * 970 u$s/t / 10200 kcal/kg CGENGO = 238 u$s/MWh
0 50 100 150 200 250 300 350
CC GN 6 u$s/MBTUHidro 1600 u$s/kW 50%
TV Bíomasa 0,4 u$s/MBTUMotor Biogas 6 u$s/MBTU
Eólica 42%Motores Gas Natural6 u$s/MBTU
CC LNG 14 u$s/MBTUNuclear Internac
Eólica 35%Nuclear Arg
Hidro 2500 u$s/kW 37%TG GN 6 u$s/MBTU
Eólica 25%CC GO 23 u$s/MBTU
Motor FO 15 u$s/MBTUTV FO 15 u%s/MBTU
Motor GO 23 u$S/MBTUTG GO 23 u$s/MBTU
u$s/MWhCostos de Generación diferentes alternativas
CCapital
Combustible
OyM
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32
“La inserción actual y esperada de las Fuentes Renovables en el MEM …. Hacia el concepto de generación distribuida. ”
La energía: los temas de hoy y las soluciones tecnológicas de mañana
Seminario
Ing Roberto Giunti14 de junio de 2013
13/06/2013
33
Fuentes Renovables
Ley Nacional Nº 26.190 – (Enero 2007)
Régimen de Fomento Nacional para el uso de Fuentes Renovables deEnergía destinadas a la Producción de Energía Eléctrica:
Objeto: Declárase de interés nacional la generación de energíaeléctrica a partir del uso de fuentes de energía renovables condestino a la prestación del servicio público como así también lainvestigación para el desarrollo tecnológico y fabricación de equiposcon esa finalidad.
Meta fijada: % fuentes de energía renovables 8% delconsumo de energía eléctrica nacional, en el plazo de DIEZ (10) añosa partir de la puesta en vigencia del presente régimen.
Fuentes Renovables
Definiciones ‐ A efectos de la presente norma se aplicarán lassiguientes definiciones:
a) Fuentes de Energía Renovables: son las fuentes de energíarenovables no fósiles: energía eólica, solar, geotérmica,mareomotriz, hidráulica, biomasa, gases de vertedero,gases de plantas de depuración y biogás.
b) El límite de potencia establecido por la presente ley para losproyectos de centrales hidroeléctricas, será de hasta TREINTAMEGAVATIOS (30 MW).
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Fuentes Renovables
c) Energía eléctrica generada a partir de fuentes de energíarenovables: es la electricidad generada por centrales queutilicen exclusivamente fuentes de energía renovables, asícomo la parte de energía generada a partir de dichas fuentesen centrales híbridas que también utilicen fuentes de energíaconvencionales.
Habilita la realización de CONTRATOS DE ABASTECIMIENTO• MEM A PARTIR DE FUENTES RENOVABLES a la generación a
partir de fuentes renovables que a la fecha de publicación de la Resolución no cuenten con las instalaciones de generación a comprometer en estas ofertas habilitadas comercialmente.
• Se habilitan a presentarse a aquellos proyectos de generación en los que participe el Estado Nacional, ENARSA, o los que el Señor Ministro de PFIPyS así lo determine.• Contratos con las siguientes características generales:– Plazo: 15 años (extensibles 18 meses)– Parte Vendedora: Agente con oferta aprobada por la SE– Parte Compradora: MEM representado por CAMMESA.– Régimen aplicable a tecnologías incluidas en Ley 26190.
RESOLUCIÓN SE N° 108/11CONTRATOS DE ABASTECIMIENTO MEM A PARTIR DE FUENTES RENOVABLES
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35
% Generación Eléctrica de Fuentes Renovables – Año 2012.
Central Provincia MW
Arauco I La Rioja 25 Eólico
Necochea EOS BsAs 3 Eólico
El Tordillo Chubut 3 Eólico
Diadema Chubut 6 Eólico
San Martin BsAs 5 Biogás
San Miguel Norte BsAs 11 Biogás
Ingresos a la fecha….
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36
Proyecto Proponente Localidad Provincia Potencia licitación (MW)
Puerto Madryn I Genneia SA Puerto Madryn
Chubut
50
Puerto Madryn II Genneia SA Puerto Madryn 50
Rawson I Genneia SA Rawson 50
Rawson II Genneia SA Rawson 30
Puerto Madryn Oeste Energías Sustenables SA. Puerto Madryn 20
Puerto Madryn Norte International New energies S.A. Puerto Madryn 50
Puerto Madryn Sur Patagonia new energy SA Puerto Madryn 50
Estado de Proyectos GENREN I.
Fines 2014 ?
E/S
E/S
Proyecto Proponente Localidad Provincia Potencia licitación (MW)
Tres Picos II Sogesic SA Tres Picos Bs AS
49,5
Tres Picos I Sogesic SA Tres Picos 49,5
Loma Blanca I ISOLUX SA Chubut
Chubut
50
Loma Blanca II ISOLUX SA Chubut 50
Loma Blanca III ISOLUX SA Chubut 50
Loma Blanca IV ISOLUX SA Chubut 50
Koluel Kaike I IMPSA WIND SA Koluel Kayke
Santa Cruz50
Koluel Kaike II IMPSA WIND SA Koluel Kayke 25
Malaspina I IMPSA WIND SA Malaspina Chubut
50
Malaspina II IMPSA WIND SA Malaspina 30
TOTAL GENREN I 754 MW
Estado de Proyectos GENREN I.
Mediados de 2013
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37
Estado de Proyectos GENREN I.
E/S
E/S
Ingreso Previsto: May2015: 150 MW …>>> Dic 2017: 1350 MW
45.000 has.
Proyecto Parque Eólico Gastre