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20 años Unidad de Planeación Minero Energética Comparación de alternativas para la generación de energía eléctrica en la isla de San Andrés, Colombia Unidad de Planeación Minero Energética – UPME Presentación de resultados del proyecto UPME-BID para la promoción de las energías renovables en Colombia Bogotá, 24 de noviembre de 2014 20 años Agenda Unidad de Planeación Minero Energética • • • • • • Contexto y antecedentes Opciones de oferta de generación Metodología para los análisis Supuestos y datos de entrada Escenarios analizados y resultados Conclusiones del análisis 20 años Contexto y antecedentes Unidad de Planeación Minero Energética Contrato de concesión • Contrato de concesión No. 067 de 2009 – Exclusividad para la prestación del servicio de energía eléctrica en el área geográfica de San Andrés, Providencia y Santa Catalina. • Sociedad Productora de Energía de San Andrés y Providencia S.A. E.SP. – SOPESA 20 años Contexto y antecedentes Unidad de Planeación Minero Energética Demanda de energía • Número de usuarios: 19.000 Demanda máxima San Andrés Isla - 2013 35000 30000 kW 25000 20000 15000 10000 5000 0 Mes Mes Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Maximo Potencia (MW) 29,70 27,55 29,30 28,80 28,65 31,40 30,25 30,40 30,00 30,30 30,30 29,74 31,40 Fuente: INFORME DE GESTION, Contrato con exclusividad para la prestación del servicio de energía eléctrica en el área geográfica de San Andrés, Providencia y Santa Catalina. Periodo anual 2013 20 años Contexto y antecedentes Unidad de Planeación Minero Energética Demanda de energía • Curva de carga producida teniendo como base la presentada por la Universidad de Friburgo y ajustándola con los datos de potencia máxima registrados por SOPESA Potencia (kW) 35000 30000 25000 20000 15000 10000 5000 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 Fuente: USAENE LLC, 20 años Contexto y antecedentes Unidad de Planeación Minero Energética Oferta de energía actual Información de generación año 2013 # Unidad 1 2 3 4 5 6 7 8 Man Diésel 1 Man Diésel 2 E,M,D GM 1 E,M,D GM 2 E,M,D GM 3 E,M,D GM 4 E,M,D GM 5 E,M,D GM 6 Mirrlees Blackstone 1 Mirrlees Blackstone 2 Total 9 10 Capacidad instalada (kW)* 14.300 14.300 2.800 2.800 2.800 2.800 2.800 2.800 9.600 9.600 64.000 Capacidad efectiva* Parametros de referencia para la validación del modelo Generación Costo medio de Consumo de Diesel año por planta Aporte* generación (Gl)* (kWh)* USD/kW** 14.300 140.194.122,00 14.300 2.300 2.300 2.300 22.068.239,00 2.300 2.300 2.300 70% 11% 12.417.422 0,372 6.500 37.505.384,00 19% 55.900 199.767.745,00 100% 7.000 *Fte: Sopesa, presentación informe de gestión año 2013 **Fte: Publicación tarifa Dic 2013 Adicionalmente existen 18,4 MW en plantas que operan en condiciones de emergencia 20 años Metodología para los análisis Unidad de Planeación Minero Energética Software de modelamiento • HOMER • Modelo de optimización para sistemas de potencia distribuida • Simulación, optimización y análisis de sensibilidad 20 años Metodología para los análisis Unidad de Planeación Minero Energética Supuestos y datos de entrada para el análisis • Periodo de planeamiento: 16 años (2014-2029), tiempo restante de la concesión • Tasa de descuento: 10% • Cifras en dólares ctes. 2014 (COP/USD=1.900) • 2 fases de inversión del proyecto • Disponibilidad de tierra sin limitación • Crecimiento anual de la demanda 2,2% 20 años Escenarios analizados Unidad de Planeación Minero Energética Caso base 2014: configuración Tecnologías Man 1 Man 2 Mirrlees Blackstone 1 Mirrlees Blackstone 2 GM-EMD Capacidad Costos fijos AOM (MW) de capital ($) ($/kWh) 14,3 17.360.200 14,3 17.360.200 6,5 0,122 7,0 13,8 Vida útil (h) 154.500 154.500 16.700 150.000 20 años Escenarios analizados Unidad de Planeación Minero Energética Caso base 2014: generación y costos Costo neto total $ 593.921.024 COE $ 0,371/kWh Costo operativo anual $ 68.301.248 Generación KWh -año Man-1-Diesel 109.621.392 Man-2-Diesel 32.906.206 MB1 29.892.136 MB 2 6.674.047 G M-EMD 24.337,290 Total 204.431.088 53,6% 16,1% 14,6% 3,3% 11,9% 53,6% 20 años Escenarios analizados Unidad de Planeación Minero Energética Caso base: comparación con los datos actuales Porcentajes de generación (%) Man Mirless Blackstone GM EMD Otras variables LCOE ($/kWh) Consumo de diesel (Galones) • • Actual 70% 19% 11% 100% 0,372 12.417.422 Base 70% 18% 12% 100% 0,371 13.257.237 Porcentaje de diferencia en el consumo de combustible: 6,7% Se debe principalmente a la agregación de las plantas GM EMD, que no se modelaron como 6 unidades sino como una sola debido a la limitación del software 20 años Unidad de Planeación Minero Energética • • • • Metodología para los análisis Supuestos Desde 2014 se asumen como inversión total del sistema $59.551.978 correspondientes al capital de las plantas diésel MAN, RSU y eólica que ya están contempladas en el contrato. Se asumen precios constantes de gas, diésel y GLP a los largo del proyecto de 17 $/MBTU, 23 $/MBTU y 13,8 $/MBTU respectivamente Para todas las plantas térmicas diésel y RSU se toma un costo de mantenimiento de 0,122 US/kWh Para simular cada uno de los escenarios en Homer se toman como datos de entrada las inversiones ajustadas (teniendo en cuenta las anualidades de los años anteriores), y las vidas útiles ajustadas de la misma forma. 20 años Escenarios analizados Unidad de Planeación Minero Energética Caso 2016 Para el año 2016 se plantean tres alternativas de sustitución de diesel combinadas con diferentes escenarios de penetración de renovables: 1. Alternativa 1: Instalación de 20 MW con motores de combustión interna en un contrato take or pay por 14,4 GWh/mes, con costos fijos mensuales de 623000 USD sin incluir el costo de suministro de gas 2. Alternativa 2: Reconversión de las dos plantas MAN existentes por plantas duales diésel- gas natural más la adquisición de una planta dual adicional de 13,6 MW para una capacidad dual total instalada de 42,2 MW 3. Alternativa 3: instalación de tres turbinas de gas de 16,2 MW operando con GLP, para un capacidad instalada de 48,8 MW Adicionalmente para cada una de estas alternativas se analizó la posibilidad de dos escenarios de penetración de renovables. • Escenario 1: Escenario 1: escenario contractual en el que se cuenta con una capacidad instalada de 900 kW en la planta de incineración de residuos sólidos urbanos RSU y 7,5 MW de energía eólica • Escenario 2: escenario renovables plus en el que se cuenta con la capacidad contractual más 5 MW adicionales de energía eólica para una capacidad e 12,5 MW eólicos y una granja solar de 4,6 MW. 20 años Escenarios analizados Caso 2016 Unidad de Planeación Minero Energética MWh-día Demanda Eficiencia % crecimiento anual MW pico día % ahorro US$ 594.340 2,2% 33 3,7% $4.129.263 Diesel US$/MBTU 23 Gas US$/MBTU 17 GLP US$/MBTU 13,8 Tasa de descuento Vida útil % años 10% 14 20 años Escenarios analizados 2016.1.1 y 2016.3.2 2016.1.2 2016.2.1 2016.2.2 Caso 2016.3.1 Unidad de Planeación Minero Energética 2016.3.1 2016.2.1 2016.1.1 2016.3.2 2016.2.2 2016.1.2 20 años Escenarios analizados Caso 2016.1.1 Unidad de Planeación Minero Energética Resultados caso 2016.1.1 Costo neto total 376.862.464 COE 0,246 Costo operativo anual 42.985.392 GENERACIÓN (MWh) Diésel 29.072.514 14,0% Gas Natural 163.379.936 78,4% GLP 0,0% RSU 5.204.700 2,5% Eólica Solar 10.615.262 - TOTAL 208.272.412 5,1% 0,0% 100,0% 20 años Escenarios analizados Caso 2016.1.2 Unidad de Planeación Minero Energética Resultados caso 2016.1.2 Costo neto total 369.638.560 COE 0,241 Costo oper. anual 39.357.724 GENERACIÓN (MWh) Diésel 21.782.203 10,5% Gas Natural 156.166.592 75,0% GLP 0 0,0% RSU 4.436.100 2,1% Eólica 17.692.016 8,5% Solar 8.193.282 3,9% TOTAL 208.270.193 100,0% 20 años Escenarios analizados Unidad de Planeación Minero Energética 0,022 US$/kWh Caso 2016.2.1 0,122 US$/kWh 20 años Escenarios analizados Caso 2016.2.1 Unidad de Planeación Minero Energética Costo neto total COE Costo operativo anual Diésel Resultados caso 2016.2.1 Resultados caso 2016.2.1 0,022 US$/kwh 0,122 US$/kwh 313.906.176 476.491.584 0,205 0,311 33.045.554 55.115.912 GENERACIÓN (MWh) 31.654.372 15,2% 36.287.842 17,4% Gas Natural GLP RSU Eólica Solar 162.632.302 3.325.500 10.615.262 - 78,1% 156.825.381 0,0% 1,6% 4.500.900 5,1% 10.615.262 0,0% - 75,3% 0,0% 2,2% 5,1% 0,0% TOTAL 208.227.436 100,0% 208.229.385 100,0% 20 años Escenarios analizados Unidad de Planeación Minero Energética 0,022 US$/kWh Caso 2016.2.2 0,122 US$/kWh 20 años Escenarios analizados Caso 2016.2.2 Unidad de Planeación Minero Energética Costo neto total COE Costo operativo anual Diésel Gas Natural GLP RSU Eólica Solar TOTAL Resultados caso 2016.2.2 0,022 US$/kWh 319.610.976 0,208 31.172.908 GENERACIÓN (MWh) 29.168.712 14,0% 149.835.144 72,0% 0,0% 3.339.756 1,6% 17.692.016 8,5% 8.193.282 3,9% 208.228.910 100,0% 0,122 US$/kWh 469.229.824 0,306 51.483.100 35.169.272 142.365.249 4.810.500 17.692.016 8.193.282 208.230.319 16,9% 68,4% 0,0% 2,3% 8,5% 3,9% 100,0% 20 años Escenarios analizados Unidad de Planeación Minero Energética 0,004 US$/kWh Caso 2016.3.1 0,011 US$/kWh 20 años Escenarios analizados Caso 2016.3.1 Unidad de Planeación Minero Energética Resultados caso 2016.3.1 Resultados caso 2016.3.1 0,004 US$/kwh 0,011 US$/kwh Costo neto total 369.906.816 382.925.568 COE 0,241 0,250 Costo operativo anual 34.393.224 36.160.464 GENERACIÓN (MWh) Diésel 2.499.943 1,2% 2.499.943 1,2% Gas Natural 0,0% 0,0% GLP RSU Eólica Solar 191.204.367 3.937.500 10.615.262 - 91,8% 191.204.367 1,9% 3.937.500 5,1% 10.615.262 0,0% - 91,8% 1,9% 5,1% 0,0% TOTAL 208.257.072 100,0% 208.257.072 100,0% 20 años Escenarios analizados Unidad de Planeación Minero Energética 0,004 US$/kWh Caso 2016.3.2 0,011 US$/kWh 20 años Escenarios analizados Caso 2016.3.2 Unidad de Planeación Minero Energética Resultados caso 2016.3.2 Resultados caso 2016.3.2 0,004 US$/kwh 0,011 US$/kwh Costo neto total 371.792.576 383.637.088 COE 0,242 0,250 Costo operativo anual 32.002.154 33.610.000 GENERACIÓN (MWh) Diésel 2.806.658 1,3% 2.806.658 1,3% Gas Natural 0,0% 0,0% GLP RSU Eólica Solar 175.411.085 4.158.752 17.692.016 8.193.282 84,2% 175.411.085 2,0% 4.158.752 8,5% 17.692.016 3,9% 8.193.282 84,2% 2,0% 8,5% 3,9% TOTAL 208.261.793 100,0% 208.261.793 100,0% 20 años Resultados 2016 Unidad de Planeación Minero Energética Costo neto total COE Costo operativo anual Fósil Renovable Caso 2016.1.1 Caso 2016.1.2 376.862.464 369.638.560 0,246 0,241 42.985.392 39.357.724 GENERACIÓN (MWh) Caso 2016.2.1 313.906.176 - 476.491.584 0,205-0,311 33.045.556 - 55.115.912 192.452.450 92,4% 177.948.795 85,4% 15.819.962 7,6% 30.321.398 14,6% 194.286.674 193.113.223 13.940.762 15.116.163 93,3% 92,7% 6,7% 7,3% Caso 2016.2.1 Caso 2016.3.1 Caso 2016.3.2 Costo neto total 319.610.976 - 469.229.824 369.906.816 - 382.925.568 371792576 - 383.637.088 COE 0,208 - 0,306 0,241 - 0,250 0,242 - 0,250 Costo operativo anual 31.172.908 - 51.483.100 34.393.224 - 36.160.464 32.002.154 - 33.610.000 GENERACIÓN (MWh) 179.003.856 86,0% 193.704.310 93,0% 178.217.743 85,6% Fósil 177.534.521 85,3% 29.225.054 14,0% Renovable 14.552.762 7,0% 30.044.050 14,4% 30.695.798 14,7% 20 años Escenarios analizados Unidad de Planeación Minero Energética Caso 2020 • • • • • • Maximizar la penetración de renovables Teniendo en cuenta el menor impacto en el COE Teniendo en cuenta que no haya exceso de energía Ajuste de vida útil del proyecto (10 años) Ajuste del monto de las inversiones Resultado: – 20 MW energía eólica – 6,6 MW energía solar 20 años Resultados 2020 Unidad de Planeación Minero Energética Costo neto total COE Costo operativo anual Fósil Renovable Exceso Caso 2020.1 330.646.048 0,245 39.553.048 Caso 2020.2 Caso 2020.3 283.137.952 - 408.199.072 319.794.944 - 329.823.040 0,210 - 0,302 0,237 - 0,244 28.349.238 - 50.782.744 30136880 - 31.768.908 GENERACIÓN (MWh) 176.624.485 80,3% 176.540.401 175.198.212 79,6% 174.365.206 79,2% 80,2% 43.405.448 19,7% 43.533.756 44.827.683 20,4% 45.670.378 20,8% 19,8% 96.985 0,04% 137.135 0,06% 78.269 0,04% 20 años Conclusiones Unidad de Planeación Minero Energética • Se observa que existen alternativas técnicamente viables que representaría reducciones importantes en el COE. • La introducción de las alternativas renovables como la eólica, solar y RSU representan una reducción en los costos de energía, pero su impacto no es tan significativo en la medida que sus capacidades aumentan dadas sus altas inversiones. • Si se logran obtener garantías de costos de AOM relativamente bajos (0,022 US$/kWh) o hasta 0,066 US$/kWh la opción mas viable es la reconversión de las plantas diésel a plantas duales. 20 años Conclusiones Unidad de Planeación Minero Energética • Se recomienda incluir al menos los 4,6 MW de solar o los 6,6 MW resultantes en el escenario óptimo, esto implicaría un área de 13 Ha aproximadamente • Se recomienda para 2016 incluir 12,5 MW de eólica, que a pesar de representar una inversión adicional comparados con los 7,5 MW del contrato representa una reducción del COE, para esto se requeriría un área aproximada de 300 Ha o 480 Ha aproximadamente para el año 2020 con 20 MW • No obstante, si el propósito es avanzar hacia una isla con suministro de energía renovable y uso de energía eficiente, hay que considerar y valorar las externalidades de esta iniciativa. • En la inclusión de las medidas de eficiencia energética únicamente se están contemplando los costos propios de la medida sin embargo sería recomendable incluir costos transaccionales asociados a remover las barreras para su aplicación. 20 años Conclusiones Unidad de Planeación Minero Energética • Una mayor penetración de energía renovables requeriría sistemas de almacenamiento y aún la penetración propuesta en el presente análisis requiere estudios más detallados de la estabilidad de la red para recibir esta cantidad de energía renovable. • Se deberán tener en cuenta los costos de AOM para determinar el COE del sistema una vez se realicen las licitaciones requeridas. • Será importante considerar la calidad del GLP con el objetivo de garantizar eficiencias adecuadas en los sistemas de generación eléctrica • Finalmente si se quisiera llegar a una mayor participación de renovables en la isla se requiere una caracterización más detallada de los recursos así como empezar a analizar alternativas de almacenamiento de energía, respuesta a la demanda y mayor eficiencia energética 20 años Unidad de Planeación Minero Energética GRACIAS www.upme.gov.co @upmeoficial Upme (Oficial) [email protected] [email protected] [email protected] [email protected]
