IIE Taller Internacional sobre Integración de Energía Eólica

“Taller Internacional sobre
Integración de Energía Eólica”
Mecanismos de Mitigación y Costos
Panel organizado por AMDEE
Rolando Nieva Gómez
Auditorio de CFE
Río Ródano 14, Col. Cuauhtémoc, Del. Cuauhtémoc, D.F.
11 de Noviembre de 2013
R. Nieva, IIE-Panel sobre Integración de Energía Eólica, Mecanismos de Mitigación y Costos- 11nov2013
¿Cual es la experiencia en sus países en relación a extra costos en el Sistema por la
introducción de energía intermitente, en particular la Eólica?
• La integración de energía renovable intermitente de gran escala es incipiente
en México. No hay experiencia significativa.
• Clasificación genérica de extra-costos
o Infraestructura de transmisión de larga distancia
o Capacidad de respaldo
o Flexibilidad requerida para el despacho
• Extra costos de O&M, por mayor número de arranques y paros de TG
y desgaste en centrales convencionales por mayor variabilidad del
despacho
• Sobrecostos en los contratos de suministro de gas natural, por la
mayor flexibilidad requerida para el consumo diario de combustible
• Incremento en el costo de capacidad para integrar una Reserva
Operativa suficiente y flexible (incluyendo la Demanda Interrumpible)
• Impacto en el desempeño económico de la capacidad de generación
intermitente, cuando resulta inevitable el corte de exceso de
generación: menor factor de planta
R. Nieva, IIE-Panel sobre Integración de Energía Eólica, Mecanismos de Mitigación y Costos- 11nov2013
Infraestructura de transmisión de larga
distancia, con capacidad de
compensación reactiva variable:
 Amplia experiencia Mexicana en la
integración de energía hidroeléctrica
 Proyectos de transmisión para la
integración de energía eólica de
Oaxaca
Fuente: POISE 2012-2026, CFE
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¿Cuáles han sido los requerimientos reales de respaldo para asegurar la continuidad
(firmeza) del servicio eléctrico?
• La integración de energía renovable intermitente de gran escala es incipiente
en México. No hay experiencia significativa.
¿Cómo se podría extrapolar esta experiencia al caso mexicano, presente y futuro?
• Los costos reales dependerán del grado de participación de la energía
renovable intermitente en la mezcla de generación.
• Es conveniente realizar el análisis de extra-costos por escenarios.
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¿Cómo se deberían analizar los costos reales (ó estimados) en el caso del
Sistema Eléctrico Nacional y cómo incluirlos en la planeación del mismo?
• Proceso iterativo, para diversos escenarios:
o Planeación de Largo y Mediano Plazos
o Estimación de extra-costos
o Refinación sucesiva de la estimación de extra-costos
• Insumo esencial: Series de tiempo representativas (eólica y solar)
o Varios años, resolución al menos horaria, correlación espacial y
temporal
Planeación de
Largo y Mediano
Plazos
•
•
Modelos de planeación de la
capacidad (GyT)
Modelos de costos de
producción (estocástico)
Estimación
de ExtraCostos
•
•
•



Transmisión
Respaldo
Flexibilidad
Modelos de planeación y simulación de operación
de mediano plazo (estocástico)
Modelos de Asignación de unidades y Coordinación
Hidro-Térmica ,con restricciones de redes de
transmisión y suministro de gas
Modelos de estabilidad dinámica (regulación de
frecuencia)
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Elementos de la Planeación por Escenarios
• Configuración de cada Escenario plausible:
o Futuro de precios de tecnologías y energéticos, valor de externalidades
(Cambio Climático y salud), demanda
o Lineamientos de política pública
o Plan de expansión de menor Costo Integral (inversión, operación,
externalidades, costo de falla de suministro)
• Programación de la expansión de capacidad, mediante algún criterio de toma de
decisiones bajo incertidumbre.
¿Cuál es el mejor programa de expansión, dado el conjunto de escenarios
plausibles?
o No hay respuesta única: la decisión depende del grado de aversión al riesgo,
de la disponibilidad de recursos de inversión
o Los modelos de toma de decisiones bajo incertidumbre ayudan a estimar
las posibles consecuencias y acotar el riesgo
R. Nieva, IIE-Panel sobre Integración de Energía Eólica, Mecanismos de Mitigación y Costos- 11nov2013
Análisis: IIE
Ilustrativo
• Todos los escenarios cumplen con lineamiento de 35% de Energía Limpia al
2026
• Todos tienen participación diferente de energía eólica
• Se consideran dos futuros de precios de tecnología, precios de energéticos y
costo de externalidades
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Análisis: IIE
Ilustrativo
• Todos –menos un escenario- cumplen con lineamiento de 35% de Energía
Limpia al 2026
• El escenario que no cumple considera sólo 23% de Energía Limpia
• Todos tienen participación diferente de energía eólica
• Se consideran dos futuros de precios de tecnología, precios de energéticos y
costo de externalidades
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Ilustrativo
Análisis: IIE
Simulación (estocástica) de operación de mediano plazo
Notas:
• Supuesto de correlación de series de generación eólica similar a la registrada en la infraestructura
de 1.3 GW en Oaxaca.
• Para una capacidad superior a 8.5 GW, debe considerarse las series correspondientes a Oaxaca,
Tamaulipas , Nuevo León, Coahuila, la costa del Golfo de México y Baja California Norte
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Potencial eólico de
Tamaulipas y
Oaxaca*
Potencial eólico del estado de Tamaulipas
Potencia
instalable
Factor de
(MW)
Superficie (km²)
planta (%)
20,659
20-25
6,289
29,011
25-30
8,831
6,192
30-35
1,885
415
35-40
126
71
>40
22
56,348
17,152
Energía
Potencial
(GWh/añ
o)
12,395
21,274
5,366
414
77
39,527
Nota: Se estima la capacidad instalable en cada intervalo de FP,
considerando que por cada km² se puede instalar hasta 3.044 MW,
empleando solamente el 10% de la superficie del terreno del FP respectivo.
Potencial eólico del estado de Oaxaca
Potencia
instalable
Factor de planta
(MW)
Superficie (km²)
(%)
8,189
20-25
2,493
6,754
25-30
2,056
4,166
30-35
1,268
2,607
35-40
794
6,064
>40
1,846
27,780
8,456
Energía
Potencial
(GWh/añ
o)
4,913
4,952
3,609
2,608
6,468
22,550
*Cortesía del Dr. Ubaldo Miranda M, Energías No-Convencionales, IIE
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Ilustrativo
• Con una capacidad eólica
instalada de 12,000 MW,
Diciembre de 2020 podría
verse así, en una situación
de alta disponibilidad
hidroeléctrica
• Pero también podría verse
así, en una situación de
baja disponibilidad
hidroeléctrica
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¿Qué medidas existen para mitigar estos costos? (Pronostico, pre-despacho, despacho
e inversiones necesarias en la red de transmisión, entre otros)
• Medidas de alto impacto:
 Programar la expansión de la generación, logrando una combinación de
capacidad de generación flexible, adecuada a la proporción de energía
intermitente, para compensar la variabilidad prevista
 Coordinar la generación hidroeléctrica, en el corto y mediano plazo (meses y
años), para aprovechar la capacidad de almacenamiento y la flexibilidad de
despacho de las centrales hidroeléctricas, y así gestionar el riesgo por
incertidumbre de la generación intermitente
 Desarrollo de la infraestructura de transmisión, con la capacidad adecuada
para maximizar el beneficio económico sistémico de la inversión, dotada de
los elementos que permiten la flexibilidad operativa requerida
 Gestionar contratos de suministro de GN, con la flexibilidad adecuada a la
variabilidad prevista del despacho de generación
• Medidas de ajuste fino:
 Pronóstico de corto plazo, de generación variable y de la demanda
 Predespacho y redespacho con resolución sub-horaria
 Carga interrumpible, intercambio de energía económica y respaldo con
mercados vecinos
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¿Cuáles han sido los resultados en otros países?
• Variados y con claroscuros:
 Viabilidad técnica demostrada, para integrar una proporción alta de
energía intermitente
 Reto al diseño de mercado mayorista de energía eléctrica (basado en
costos marginales), en casos de transición energética demasiado rápida
o Precio spot demasiado bajo
o Varios años consecutivos de pérdidas, en casos de alta proporción de
capacidad de generación base (a pesar de su alta eficiencia y bajo
costo de producción
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¿Cómo se beneficia el sistema eléctrico por la integración de la energía eólica?
• Reducción de riesgo por incertidumbre en la disponibilidad y precios de
combustibles fósiles
• En la sociedad:
 Menor impacto negativo en la salud
 Contribución a la mitigación del Cambio Climático (aunque no
significativa, en el contexto mundial mundial)
¿Qué sinergias existen con otras tecnologías renovables y no renovables y qué retos
tecnológicos deben considerarse y resolverse?
• Sinergia: a mayor dispersión geográfica de la capacidad de aprovechamiento
de energías renovables intermitentes, menor correlación de la variabilidad, y
menor flexibilidad requerida en el parque de generación
• Buena compatibilidad con energía eólica:
 Capacidad de almacenamiento de gran escala: caso de los grandes
embalses hidroeléctricos de México
 Capacidad de generación flexible y despachable: hidroeléctricas, TG y CC
R. Nieva, IIE-Panel sobre Integración de Energía Eólica, Mecanismos de Mitigación y Costos- 11nov2013
¡Gracias por su
atención!
Rolando Nieva Gómez
Instituto de Investigaciones Eléctricas
Calle Reforma N° 113 Col. Palmira
62490 Cuernavaca, Morelos, México
E-mail: [email protected]
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