Expansión de la Generación e Infraestructura Eléctrica 2012-2020

Gonzalo Casaravilla

3 de setiembre del 2012

SISTEMA ELÉCTRICO URUGUAYO

B A

50 km

I

MONTEVIDEO

NEPTUNIA

LA FLORESTA

PAN DE AZUCAR

SAN CARLOS

MALDONADO

PUNTA DEL ESTE

MINAS

PANDO

SUAREZ

ROCHA

CASTILLOS

CHUY LASCANO

JOSE P.VARELA

TREINTA Y TRES

ENRIQUE MARTINEZ

MELO

RIO BRANCO

VALENTINES

TERRA

BAYGORRIA

DURAZNO

FLORIDA

S.VAZQUEZ

LIBERTAD

RODRIGUEZ A.CORRIENTES

CANELONES

TRINIDAD

CARDONA

NUEVA HELVECIA

PAYSANDU

CONCEPCION

COLONIA ELIA

FRAY BENTOS

MERCEDES

YOUNG SAN JAVIER

NUEVA PALMIRA

CONCHILLAS

COLONIA JUAN LACAZE

ROSARIO

SALTO

CONCORDIA

SALTO GRANDE ARGENTINA

ARAPEY

TOMAS GOMENSORO

ARTIGAS

RIVERA

TACUAREMBO

PALMAR

SALTO GRANDE URUGUAY

BIFURCACION

RIO NEGRO

VERGARA

CEBOLLATI

SAN LUIS

ARROZAL 33

RINCON DE RAMIREZ

MANUEL DIAZ STEL

CUCP

SOLYMAR

LAS TOSCAS

ACTUALIZADO : Agosto 2010

LAS PIEDRAS

C

LIVRAMENTO

CONVERSORA DE FRECUENCIA

EFICE PUNTA DEL TIGRE

MINAS

BRUJAS

BOTNIA

P.E.CARACOLES

P.E.NUEVO MANANTIAL

•  Cantidad de servicios

eléctricos: 1 324 000 (dato a octubre de 2011)

•  % de electrificación de hogares: 98.7%

Demanda eléctrica del Uruguay

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

GWh/año

año

Escenario  de  alto  crecimiento

Escenario  de  bajo  crecimiento

4

Consumo de energía eléctrica kWh / habitante / año

URUGUAY 2012 = 2600 kWh/hab/año

0  

500  

1000  

1500  

2000  

2500  

3000  

3500  

4000  

1965   1970   1975   1980   1985   1990   1995   2000   2005   2010  

ktep

URUGUAY: CONSUMO FINAL ENERGÉTICO ACUMULADO POR

SECTOR

residencial comercial/servicios transporte industrial agro/pesca no identificado

Fuente: Balance Energético Nacional 2010 – Dir. Nacional de Energía

7%

35%

28%

9%

21%

6

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

45%

2000 2005 2010 2015año

Grandes  consumidores

Medianos  consumidores

Generales

Residenciales

Otros

PARTICIPACION  EN  EL  CONSUMO  INTERNO  POR  CATEGORIA  UNIDADES  FÍSICAS

Sistema de generación uruguayo 2011 HIDRÁULICA (UTE y CTM) Potencia (MW)

Gabriel Terra (UTE - Rincón del Bonete) 152

Baygorria (UTE) 108

Consitución (UTE - Palmar) 333

Salto Grande Uruguay (CTM) 945

Sub total HIDRÁULICA 1.538 TÉRMICA (UTE y Privados) Potencia (MW)

Central Batlle (Sala B, 5ta., 6ta. - TV Fueloil) (50+80+125 MW) 255

Central Térmica de Respaldo (CTR - TG Gasoil) (2 x 106 MW) 212

Central Punta del Tigre (TG Gas Natural - Gasoil) (6 x 50 MW) 300

Central de Maldonado (TG Gasoil) 20

Central de Motores (Fueloil) (8 x 10 MW) 80

Generadores Diesel (Gasoil) 6

Generador Zenda Leather (Gas Natural) 3

Sub total TÉRMICA 876 FUENTES RENOVABLES NO CONVENCIONALES (UTE y Privados) Potencia (MW)

Parque Eólico Sierra de los Caracoles I y II (UTE) 20

Generación Eólica (Privados) 20

Generación Biomasa (Privados) (UPM 160 MW + 72 MW de otros ) 232

Sub total FUENTES RENOVABLES NO CONVENCIONALES 272 CAPACIDAD TOTAL INSTALADA EN URUGUAY 2.686

Demanda máxima (con 132MW de cogeneración ) año 2011 : 1.884

Hydro:1538 MW

Bonete 152 MW 140 días Baygorria

108 MW 3 días

Palmar 333 MW 22 días

Salto Grande (50% UY) 945 MW 8 días

9

Proyección del precio del petróleo

Alternativas

Fuente: informe Lazard de junio 2009

Cambio de paradigma

•  Diversificación (tecnologías , fuentes y riesgos).

•  Disminución de la vulnerabilidad externa Ø Desarrollo de energías autóctonas. Ø Incorporación del GNL en el país.

•  Desarrollo de capacidades productivas distribuidas.

Plan de expansión de la generación e interconexiones

• Al 2015 tendremos:

+ 1200 MW de energía Eólica + 200 MW de centrales de Biomasa + 500 MW de respaldo térmico

Eficiencia y de rápida respuesta para renovables = Ciclo Combinado

+ Regasificadora de GNL Flexibilidad, diversificación, costo y desarrollo industrial

+ 500 MW de interconexión con Brasil

Derrame sobre la economía Nacional de cada MWh comprado

Biomasa Eólica86% 38%

PROYECTO  INTERCONEXION  CON  BRASIL  

PROYECTO  LÍNEAS  ZONA  NORTE    

Estado de avance + 1200 MW de energía Eólica

Contratos firmados = 13 por un total de 544 MW Potenciales contratos próximos a firmar = 8 de aprox. 50 MW por un total de 389 MW UTE-Electrobras en predios Colonización = 2x80 MW Leassing UTE en predios Colonización = 70 MW

+ 200 MW de centrales de Biomasa Contratos en vías de ser firmados = 3, 40.6 MW (0.6, 20 y 20 MW) Montes del Plata = 55 a 80 MW (al sistema, se instalan 200 MW) Proyecto UTE – UPM = 54 MW (al sistema)

+ 500 MW de respaldo térmico Licitación en curso (primer sem. 2014 turbinas de gas, segundo sem. 2015 turbina de vapor)

+ Regasificadora de GNL Licitación próxima a salir (operativa primer semestre 2015)

+ 500 MW de interconexión con Brasil Obras en curso (operativa a fines segundo semestre 2013)

16

22 plantas, 1163 MW

Generación Distribuida

Centrales de térmicas incorporadas en 2012 Arrendamiento / GAS OIL

Operador(Central Generadora)

Localidad Departamento

Pcomp.(MW)

Tensión (kV) Nodo

Aggreko(Montevideo A 18 MW)

Montevideo 18 6,4 Montevideo A

Aggreko(Montevideo A 7 MW)

Montevideo 7 6,4 Montevideo A

Aggreko(Montevideo B 18 MW)

Melilla Montevideo

18 6,4 Montevideo B

Aggreko(Montevideo B 7 MW)

Melilla Montevideo

7 6,4 Montevideo B

Shikay S.A.(Cedido por APR Energy, LLC) San José 100 150

Punta del Tigre

En 2013 se incorporarán entre 100 y 150 adicionales

BIOMASA

GNL

EOLICA

HIDRAULICA

21

Energías por fuente según la hidraulicidad.

23

Plan y efectos sobre el CAD (dólares de diciembre 2011 sin IVA)

• CAD: costos de combustible, compra a agentes nacionales e importaciones

24

• CAD: costos de combustible, compra a agentes nacionales e importaciones

25

EROGACIONES 2009-2012 (PROY) A PRECIOS 2012

CONCEPTO % PROMEDIO

Sueldos 11 %

Servicios Contratados 2 %

Compras para Operar 6 %

Intereses 1%

Transferencias e Impuestos 15%

Inversiones 14%

Amortización de Prestamos 10 %

UNIDAD: MILLONES DE PESOS

59%

41%

27

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

2.000

1986 1990 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020

Centrales  Hidraúlicas

Unidades  Térmicas  

Alternativa  no  convencionales  

Salto  Grande

POTENCIA  NOMINAL  INSTALADA  EN  GENERACION  -­‐MW

28

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020

Circuitos  de  60kVCircuitos  de  110  kVCircuitos  de  150  kVCircuitos  de  230  kVCircuitos  de  500  kVTotal  de  km  de  líneas

EXTENSION  DE  LA  RED  DE  TRASMISION  (en  km  de  Líneas  y  Cables)

29

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020

De  150  kV  (**)

De  500  kV  (**)

TRANSMISION  -­‐ POTENCIA  INSTALADA  EN  TRANSFORMADORES  -­‐MVA

**  Incluye  transformadores  elevadores  de  unidades  de  generación

30

0

10

20

30

40

50

60

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020

De  60  kV

De  150  kV

De  500  kV

TRANSMISION  -­‐ CANTIDAD  DE  SUBESTACIONES  ELEVADORAS  Y  REDUCTORAS

31

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020

Estaciones  MT/MT

Subestaciones  MT/BT

DISTRIBUCION  -­‐ POTENCIA  INSTALADA  EN  TRANSFORMADORES  (MVA)

32

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020

De  60  Y  30    kV

De  15  Y  6  kV

220  V,  230  V,  400  V

DISTRIBUCION  -­‐ EXTENSION  DE  LA  RED  (km  DE  LÍNEAS  Y  CABLES)

33

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020

Subestaciones  MT/BT

DISTRIBUCION  -­‐ CANTIDAD    DE  ESTACIONES  Y  SUBESTACIONES

34

0

50

100

150

200

250MILLO

NES  de  U$S

año

GENERACION  

TRASMISION

DIR.  DISTRIB  Y  COMERCIAL

OTROS

INVERSIONES  -­‐ 1993 -­‐ 2011  REALES  Y  2012  AL  2017  PROYECTADAS

UNIDAD MILLONES  DE  U$SA  PRECIOS  CONSTANTES   2012

35

6 70188

25

289346

72

284

26

728569

460546

74

1.648

762686 617

77

2.142

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

GENERACION   TRASMISION DISTRIB  Y  COMERCIAL

OTROS TOTAL

MILLO

NES

de  U$S

2000-­‐2004

2005-­‐2009

2010-­‐2014

2012-­‐2016

INVERSIONES  QUINQUENALES  REALES  Y  PROYECTADAS

UNIDAD MILLONES  DE  U$SA  PRECIOS  CONSTANTES   2012

INVERSION SECTOR ELECTRICO 2012-2016

• UTE : 2150 MU$S (Gen, Dist, Tras, etc.) • ANCAP-UTE (Regasificadora GNL) : 300 MU$S • UTE – ELECTROBRAS en Eólica : 300 MU$S • Privados Eólica : 1500 MU$S • Priv. Biomasa (incluye M del Plata): 550 MU$S

Ø TOTAL = 4800 MU$S

36

Evolución de las TIC

•  Alto nivel de integración •  Crecimiento exponencial •  Procesamiento “en la nube” •  Nuevos servicios públicos de

telecomunicaciones: fibra óptica, wireless, móviles, etc.

•  Avance de la convergencia

Redes Inteligentes (Smart Grids)

Alto nivel de automatización en EAT, AT y MT

Alto desarrollo en sistemas de gestión de la explotación

Alto nivel de desarrollo de las telecomunica-

ciones

Poco avance en AMI

(medida remota de consumos)

Sin avances en gestión de la demanda

Sin avances en automatización

en BT

•  Modular la demanda para el uso óptimo de la red. •  Usar eficientemente la generación eólica. •  Optimizar e integrar la red de transporte y distribución. •  Integrar a la red la Generación Distribuida

–  ¿es posible la operación en isla? ¿que tecnologías se requieren?

•  Mejorar la explotación de la red –  ¿Operación centralizada o distribuida? –  ¿SCADAs centralizado o distribuido? –  ¿Cómo despachar la GD?

•  Reducir pérdidas –  Conocer on-line el consumo de los clientes, procesamiento y servicios asociados

•  Movilidad eléctrica –  Nivel esperado de penetración del Vehículo eléctrico ¿Cómo se gestiona la

carga?

Algunos Desafíos

•  ¿Qué tecnologías se están aplicando en el mundo y con qué beneficio?

•  ¿Qué sistemas desarrollar en UTE y en qué orden?

•  Principales sistemas a evaluar: Ø  PMU ( Phasor Measuring Unit) Ø  FLISR (Fault Location/Isolation/Service Restoration) Ø  Volt/VAR Control Ø  AMI (Advanced Metering Infraestructure) Ø  DR (Demand Response)

•  ¿Cómo hacer una gestión eficiente de la información disponible?

•  Seguridad / Interoperabilidad / Normalización de protocolos

•  ¿Cómo desarrollar una Comunicación eficiente con nuestros clientes?

Incertidumbres

Plan director de Redes Inteligentes

¿ P A R A Q U É ?

Disponer de un Plan Estratégico que sirva de referencia para la toma de decisiones

Evaluar la situación actual utilizando una metodología rigurosa y probada

Evaluar la innovación tecnológica requerida en todas las áreas de la empresa

Evaluar los MOUs entre UTE y empresas proveedoras para la realización de proyectos piloto

RenewableS 2011 GLOBAL STATUS REPORT www.ren21.net

Fotovoltaica conectada a la red Primer etapa: Ubicación: Represa de salto grande. Potencia: 480kWp Tensión: 15kV Propiedad: MIEM (Donación de Japón) Contrato: Arrendamiento. OyM: UTE (10años) Fecha de inicio de las obras: 15/08/2012 Fecha de puesta en servicio estimada: 03/2013 Segunda etapa: Replicar el proyecto de la primer etapa. Ubicación: Parque de vacaciones UTE-ANTEL.

Para ir pensando y no tanto…

• Aprovechamientos mini-hidráulicos.

• Solar (Térmica y FV) • Centrales de bombeo.

Represa de Cuñapirú (1882-1959)

Opción Uruguay •  Planificación permanente (costo y vulnerabilidad) •  Eólica. •  Gas Natural. •  Colectores termo-solares. •  Interconexiones regionales. •  Cogeneración. •  Biomasa energética. •  Bombeo y acumulación. •  Transporte eléctrico. •  Redes inteligentes con control distribuido de la demanda. •  Eficiencia energética.

94%