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