Situación del Autoabastecimiento

Situación del Autoabastecimiento
Armando Llamas, Federico Viramontes, Aníbal Morones y Luis Sánchez.
Sánchez
Centro de Estudios de Energía, Instuto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey, Campus Monterrey
Av. Eugenio Garza Sada 2501 Sur, Monterrey, N.L. Tel.: (81) 81 58 2001. E-mail: [email protected]
Resumen En el presente documento se
aborda la situación que enfrentan los proyectos de
autoabastecimiento. Se habla de temas como:
selección de capacidad comprada, rigidez en los
contratos, encarecimiento del gas natural, cargos
por porteo que desalientan a los centros de
consumo en media tensión, obligación no escrita a
firmar un contrato colectivo con el SUTERM. A
manera de síntesis, se presenta una comparación
entre el costo unitario de la energía de
autoabastecimiento y el suministro normal de
CFE.
2. Selección de capacidad
comprada
En la Figura 1 se muestra el perfil de
demanda de un centro de carga. El área inferior,
delimitada por la capacidad comprada,
corresponde a la energía que proporciona el
permisionario. El área por encima de esta línea,
corresponde a la energía proporcionada por el
suministro normal de CFE1.
Suministro normal CFE
1. Introducción 0
“ARTICULO 101.- De acuerdo con lo
dispuesto en el artículo 36, fracción I, de la
Ley, se entiende por autoabastecimiento a la
utilización de energía eléctrica para fines de
autoconsumo siempre y cuando dicha energía
provenga de plantas destinadas a la
satisfacción de las necesidades del conjunto de
los copropietarios o socios.”
Se constituye una sociedad cuyo objeto es la
generación de energía eléctrica para la
satisfacción del conjunto de las necesidades de
autoabastecimiento de sus socios. Al socio
encargado de la generación de energía se le
denomina permisionario y al resto se les conoce
como centros de consumo o puntos de carga. Cabe
mencionar que dichas necesidades pueden ser
cubiertas total o parcialmente por el
permisionario. En el caso de ser parcial, el resto
de la energía requerida por los puntos de carga
será de suministro normal por parte de CFE
Capacidad comprada
kW
Dentro de las alternativas que permite la Ley
del Servicio Público de Energía Eléctrica para
adquirir la energía se encuentra el esquema de
autoabastecimiento [1]:
Autoabastecimiento
1-Oct
11-Oct
21-Oct
30-Oct
Figura 1 Perfil de carga
Una curva de duración de carga proporciona
más información acerca de la utilización de la
capacidad comprada. En la Figura 2 aparece la
curva de duración de carga del mismo socio y su
capacidad comprada. Este socio utiliza sólo el
33% del tiempo el pleno de su capacidad
comprada de autoabastecimiento. Tal utilización
encarece el costo unitario de la energía del
permisionario, puesto que existe un cargo fijo que
se debe pagar mes a mes, independientemente de
la energía que se consuma. Es recomendable hacer
un uso más intensivo de la capacidad comprada.
Por ejemplo, para el caso mostrado, una capacidad
comprada dentro de la banda mostrada sería más
Apropiada.
0
RVP-AI/2004 – GEN-19 PONENCIA RECOMENDADA
POR EL COMITÉ DE GENERACIÓN
DEL CAPÍTULO DE POTENCIA DEL IEEE SECCIÓN MÉXICO Y
PRESENTADA EN LA REUNIÓN DE VERANO, RVP-AI/2004,
ACAPULCO, GRO., DEL 11 AL 17 DE JULIO DE 2004.
1
El suministro normal de CFE en tarifas industriales
del Noreste incluye cargos por energía base, intermedia
y punta, así como por las demandas correspondientes.
6. Volatilidad y aumento en el
precio del gas natural.
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
%de tiempo de duración de carga
Figura 2 Curva de duración de carga
3. Porteo en media tensión
La metodología para determinar los costos de
porteo hace un cargo adicional para los usuarios
en media tensión [2]. Los socios en media tensión
pagan, en promedio, tres veces más por cada kWh
de servicio de transmisión a CFE que los socios
en alta tensión. En algunos casos, el cargo fijo del
porteo es similar al cargo fijo por capacidad de un
ciclo combinado gas natural2.
4. Contratos inflexibles
Los centros de consumo y el permisionario
firman contratos de compra de capacidad a 15
años y es complicado modificarlos. Cualquier
modificación en las capacidades compradas
implica un estudio de porteo que demora tres o
más meses y es relativamente costoso.
La
cancelación del contrato no es una alternativa,
debido a las elevadas penalizaciones en las que se
incurre.
5. Obligación no escrita de firmar
con el SUTERM para los
permisionarios que requieran
porteo
No se otorga la operación comercial del
permisionario hasta que se firme un contrato
colectivo con el SUTERM [3]. Esta situación
causa un perjuicio económico para el
permisionario. Es opinión de los autores que este
requerimiento es arbitrario e ilegal.
10
8
6
4
2
0
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
Figura 3. Precios de gas natural
La contribución del gas natural al costo
unitario total se vuelve más significativa a medida
que el precio del gas natural aumenta. Por
ejemplo, cuando el precio del gas natural es 3.50
dólares por millón de Btu, el combustible
representa poco más del 60% y cuando el costo es
7.00 dólares por millón de Btu, la contribución es
más del 75%. La Figura 4 hace evidente la
dependencia que tiene costo unitario del kWh
respecto al precio del gas natural.
0.090
0.080
0.070
85%
$ / kWh TOTAL
$ / kWh GAS
80%
%
75%
0.060
70%
0.050
65%
0.040
60%
0.030
3.50
porcentaje
0%
USD/106Btu
Capacidad comprada sugerida
Sin lugar a dudas, esta es la mayor
problemática a la que se enfrentan los proyectos
de autoabastecimiento. Algunos de los proyectos
de autoabastecimiento que operan en la
actualidad, fueron evaluados antes de la primera
mitad del 2000, cuando el historial de precios
tenía un promedio aproximado de 2 USD/106Btu y
los máximos registrados eran de 4 USD/106Btu,
como lo ilustra la Figura 3. Ahora el escenario es
de 4.5 USD/106Btu [4].
$ / kWh
kW
Capacidad comprada
55%
4.50
5.50
6.50
$ / millón de Btu
Figura 4. Costos unitarios
2
El costo unitario de capacidad para una planta ciclo
combinado gas natural es del orden de 600 USD/kW. Si
se considera una vida económica de 25 años y una taza
de interés anual de 12%, entonces el cargo fijo mensual
por capacidad resulta en 6.32 USD/(kW-mes)
7. Venta de energía excedente
En condiciones normales, el permisionario
genera potencia constante suficiente para
satisfacer el compromiso de capacidad comprada
todos sus socios, independientemente de las
El recargo y la bonificación por factor de
potencia no se calculan sobre los mismos importes
de energía. Para el caso de la bonificación, se
considera el importe de la energía y demanda
consumida a CFE en suministro normal, es decir,
excluyendo la energía de autoabastecimiento. Pero
cuando se trata del recargo por bajo factor de
potencia, se considera toda la energía y demanda
como si hubiese sido provista por CFE.
9. Comparación de costos unitarios
Considérese el caso de una sociedad de
autoabastecimiento del noreste de México. El
permisionario utiliza gas natural en una planta de
ciclo combinado. En la Figura 5 se muestran dos
costos unitarios de la energía eléctrica para dos
socios, de Mayo de 2003 a Febrero de 2004. El
primer costo unitario es el real y comprende el
consumo total de energía, es decir, incluye la
energía de autoabastecimiento4 y la de suministro
normal de CFE, cuando fuera necesaria. El
segundo costo presentado es hipotético, y
contempla la posibilidad de que toda la energía
provenga
de
CFE,
es
decir,
sin
autoabastecimiento. Para el Socio 1, en algunos
3
Corresponde al costo unitario de la energía eléctrica
proveniente de una planta, determinado durante el
período de que se trate, incluyendo el costo de los
energéticos utilizados y todos los costos variables de
operación y mantenimiento en los que dicha planta
incurra como resultado de las actividades de generación
y transmisión de la energía hasta el punto de
interconexión
4
Incluye costos de: combustible, de operación y
mantenimiento, de agua y descarga residual, capacidad,
porteo, etc.
1.20
Socio 2 Autoabastecimiento
Socio 2 CFE-Hipotético
Socio 1 Autoabastecimiento
Socio 1 CFE-Hipotético
1.00
$/kWh
0.80
Feb-04
Ene-04
Dic-03
Nov-03
Oct-03
Sep-03
Ago-03
Jul-03
0.60
Jun-03
8. Recargo por bajo factor de
potencia.
meses, el esquema de autoabastecimiento ha
resultado en costos unitarios inferiores a los que
tendría con CFE. En cambio, para el Socio 2, el
autoabastecimiento todo el tiempo ha sido más
caro. Es importante mencionar que el Socio 2
tiene una capacidad comprada superior a sus
necesidades de consumo.
May-03
necesidades reales e instantáneas de cada uno de
ellos. Cuando la energía que demandan los centros
de consumo es menor a la energía que inyecta el
permisionario a la red, se origina un excedente en
la generación. A esta energía se le denomina
energía excedente y es adquirida por CFE al 85%
del costo total de corto plazo de la energía
eléctrica3 (CTCP) [5]. Esta remuneración no
alcanza a cubrir el costo del combustible en que
incurre el permisionario. Se toma como ejemplo
un mes de 2003, en el que el promedio del CTCP
fue 0.347 $/kWh. Si se considera que en el mismo
mes, el tipo de cambio fue 10.72 $/USD, el gas
natural costó 4.44 USD/106Btu y un HRHHV=
7000 Btu/kWh, el costo de la energía por
concepto de combustible resulta en 0.33$/kWh.
El 85% del CTCP resulta en 0.3 $/kWh.
Figura 5. Costos unitarios en autoabastecimiento y
con CFE
10. Conclusiones
La energía de autoabastecimiento se encarece
si no se hace una buena selección de la capacidad
instalada. El alto costo del gas natural ha afectado
negativamente a la mayoría de los permisionarios
de autoabastecimiento. El porteo en media tensión
desalienta a tener socios en ese nivel de tensión.
El autoabastecimiento ha servido para asegurar el
suministro de energía eléctrica, pero las
inconvenientes de recargo por factor de potencia,
obligatoriedad a la firma de un contrato colectivo
con SUTERM, inflexibilidad en los contratos y
sobre todo el alto costo del combustible primario,
desalentará futuros proyectos.
11. Referencias
[1] Reglamento de la Ley del Servicio Público de
Energía Eléctrica, Diario Oficial de la Federación
de 31 de mayo de 1993, Diario Oficial de la
Federación de 25 de julio de 1997.
[2] Comisión Reguladora de Energía,
Metodología para la determinación de los cargos
por servicios de transmisión de energía eléctrica.
Resolución Núm. RES/146/2001
[3] Margarita Palma Gutiérrez, “Tractebel, campo
de batalla de dos grandes sindicatos,” sección
Negocios de El Financiero, Jueves 3 de abril de
2003.
[4] Edward Kelly, Horizons 13, Wood Mackenzie,
September 2003.
[5] Comisión Reguladora de Energía, Modelo de
Convenio de compraventa de excedentes de
energía eléctrica (energía económica),
RESOLUCION Núm. RES/147/2001
12. Biografías
Armando
Llamas Terrés es Ingeniero
Electricista (1983) y obtuvo la Maestría en
Ingeniería (1985) en el Instituto Tecnológico y de
Estudios Superiores de Monterrey Campus
Monterrey. En 1992 recibió el grado de Doctorado
(Ph. D.) de Virginia Polytechnic Institute and State
University. Actualmente es el Director del Centro
de Estudios de Energía del ITESM y el
responsable de la Cátedra de Modernización del
Sector Energético en México, un enfoque
sostenible.
Federico A. Viramontes Brown recibió el título
de Ingeniero Mecánico Electricista del Instituto
Tecnológico y de Estudios Superiores de
Monterrey, ITESM, y los grados de Maestro en
Ciencias y Doctor en Filosofía de la Universidad
de Pittsburgh. Actualmente es el Director del Área
de Posgrado de la División de Ingeniería del
ITESM. Es miembro Senior del IEEE.
Aníbal Morones Ruelas es Ingeniero Mecánico
Electricista del Instituto Tecnológico y de Estudios
Superiores de Monterrey, Campus Monterrey
(2003). Actualmente es estudiante de la Maestría
en Ciencias en Ingeniería Energética del ITESM y
asistente de investigación en el Centro de
Estudios de Energía del mismo instituto.
Luis Agustín Sánchez Viveros
Viveros es Ingeniero
Industrial en Eléctrica del Instituto Tecnológico de
Veracruz (1995). Laboró en el IIE de 1997 al 2002.
Actualmente es estudiante de la Maestría en
Ciencias en Ingeniería Energética del ITESM y
asistente de investigación en el Centro de
Estudios de Energía del mismo instituto.