Expansión de la Generación e Infraestructura Eléctrica 2012-2020 Gonzalo Casaravilla

3 de setiembre del 2012

SISTEMA ELÉCTRICO URUGUAYO TOMAS GOMENSORO

ARTIGAS

LIVRAMENTO

ARAPEY

SALTO GRANDE ARGENTINA

•  Cantidad de servicios eléctricos: 1 324 000

CONVERSORA DE FRECUENCIA RIVERA

SALTO GRANDE URUGUAY SALTO

(dato a octubre de 2011)

MANUEL DIAZ

CONCORDIA

STEL

TACUAREMBO

PAYSANDU

•  % de electrificación de hogares: 98.7%

MELO RIO NEGRO

CONCEPCION

RIO BRANCO SAN JAVIER

YOUNG

COLONIA ELIA

TERRA

PALMAR

RINCON DE RAMIREZ

VERGARA

BAYGORRIA

BOTNIA

ARROZAL 33 TREINTA Y TRES FRAY BENTOS

ENRIQUE MARTINEZ

MERCEDES

DURAZNO

VALENTINES

CEBOLLATI JOSE P.VARELA

TRINIDAD

SAN LUIS LASCANO

CARDONA NUEVA PALMIRA FLORIDA CONCHILLAS

CASTILLOS P.E.NUEVO MANANTIAL

NUEVA HELVECIA

CUCP MINAS

ROSARIO

COLONIA

JUAN LACAZE

ROCHA RODRIGUEZ BRUJAS

A.CORRIENTES

LAS PIEDRAS

LIBERTAD PUNTA DEL TIGRE EFICE S.VAZQUEZ

ACTUALIZADO : Agosto 2010

P.E.CARACOLES

CANELONES SUAREZ

BIFURCACION SAN CARLOS

PANDO

LA FLORESTA LAS TOSCAS BA NEPTUNIA PAN I SOLYMAR DE C AZUCAR MONTEVIDEO

50 km

MALDONADO PUNTA DEL ESTE

CHUY

Demanda eléctrica del Uruguay

14000

Escenario  de  alto   crecimiento

12000 10000 o ñ a/ 8000 h W G 6000

Escenario  de  bajo   crecimiento

4000 2000 0

5 9 9 1

6 9 9 1

7 9 9 1

8 9 9 1

9 9 9 1

0 0 0 2

1 0 0 2

2 0 0 2

3 0 0 2

4 0 0 2

5 0 0 2 año

6 0 0 2

7 0 0 2

8 0 0 2

9 0 0 2

0 1 0 2

1 1 0 2

2 1 0 2

3 1 0 2

4 1 0 2

5 1 0 2

6 1 0 2

Consumo de energía eléctrica kWh / habitante / año

URUGUAY 2012 = 2600 kWh/hab/año

4

URUGUAY: CONSUMO FINAL ENERGÉTICO ACUMULADO POR SECTOR

4000  

3500  

7%

3000  

35%

ktep

2500  

2000  

28%

1500  

1000  

9%

500  

21%

0   1965  

1970  

residencial

1975  

1980  

comercial/servicios

1985  

transporte

1990  

industrial

1995  

2000  

agro/pesca

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

2005  

2010  

no identificado

PARTICIPACION  EN  EL  C ONSUMO  INTERNO  POR  C ATEGORIA  UNIDADES  FÍSICAS

45% 40% 35%

Grandes  consumidores Medianos  consumidores

30%

Generales

25%

Residenciales

20%

Otros

15% 10% 5% 0% 2000

2005

año

2010

2015

6

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 TÉRMICA (UTE y Privados)

1.538 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 FUENTES RENOVABLES NO CONVENCIONALES (UTE y Privados)

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

2.686 1.884

Salto Grande (50% UY) 945 MW 8 días

Baygorria Palmar 108 MW 333 MW 3 días 22 días

Hydro:1538 MW

Bonete 152 MW 140 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 Eólica 86% 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

22 plantas, 1163 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

Generación Distribuida

Centrales de térmicas incorporadas en 2012 Arrendamiento / GAS OIL Operador (Central Generadora) Aggreko (Montevideo A 18 MW) Aggreko (Montevideo A 7 MW) Aggreko (Montevideo B 18 MW) Aggreko (Montevideo B 7 MW) Shikay S.A. (Cedido por APR Energy, LLC)

Localidad Pcomp. Tensión Departamento (MW) (kV) Montevideo

18

6,4

Montevideo

7

6,4

18

6,4

7

6,4

100

150

Melilla Montevideo Melilla Montevideo San José

Nodo Montevideo A Montevideo A Montevideo B Montevideo B Punta del Tigre

En 2013 se incorporarán entre 100 y 150 adicionales

HIDRAULICA GNL EOLICA BIOMASA

21

Energías por fuente según la hidraulicidad.

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

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

23

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

24

25

EROGACIONES 2009-2012 (PROY) A PRECIOS 2012 CONCEPTO

UNIDAD: MILLONES DE PESOS

41%

% PROMEDIO

Sueldos

11 %

Servicios Contratados

2%

Compras para Operar

6%

Intereses

1%

Transferencias e Impuestos

15%

Inversiones

14%

Amortización de Prestamos

10 %

59%

POTENCIA  NOMINAL  INSTALADA  EN  GENERACION  -­‐ MW

2.000

1.800 Centrales  Hidraúlicas

1.600

Unidades  Térmicas   Alternativa  no  convencionales  

1.400

Salto  Grande 1.200 1.000 800 600 400 200

0 1986

1990

1990

1995

2000

2005

2010

2015

2020

27

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

6.000

5.000

4.000

3.000

Circuitos  de  60kV Circuitos  de  110  kV Circuitos  de  150  kV Circuitos  de  230  kV Circuitos  de  500  kV Total  de  km  de  líneas

2.000

1.000

0 1980

1985

1990

1995

2000

2005

2010

2015

2020

28

TRANSMISION  -­‐ POTENCIA  INSTALADA  EN  TRANSFORMADORES  -­‐ MVA

7.000 **  Incluye  transformadores  elevadores  de  unidades   de  generación

6.000

De  150  kV  (**)

5.000 De  500  kV  (**) 4.000 3.000 2.000 1.000 0 1980

1985

1990

1995

2000

2005

2010

2015

2020

29

TRANSMISION  -­‐ CANTIDAD  DE  SUBESTACIONES  ELEVADORAS  Y  REDUCTORAS

60

50

40 De  60  kV 30 De  150  kV 20 De  500  kV 10

0 1980

1985

1990

1995

2000

2005

2010

2015

2020

30

DISTRIBUCION  -­‐ POTENCIA  INSTALADA  EN  TRANSFORMADORES  (MVA)

7.000 6.000 Estaciones  MT/MT 5.000 Subestaciones  MT/BT

4.000 3.000 2.000 1.000 0

1980

1985

1990

1995

2000

2005

2010

2015

2020

31

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

70.000 60.000 De  60  Y  30    kV

50.000

De  15  Y  6  kV 40.000

220  V,  230  V,  400  V

30.000 20.000 10.000 0

1980

1985

1990

1995

2000

2005

2010

2015

2020

32

70.000

DISTRIBUCION  -­‐ CANTIDAD    DE  ESTACIONES  Y  SUBESTACIONES

60.000

50.000 Subestaciones  MT/BT 40.000

30.000

20.000

10.000

0 1980

1985

1990

1995

2000

2005

2010

2015

2020

33

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

250

200 MILLONES  de  U$S

GENERACION   150

UNIDAD MILLONES  DE  U$S A  PRECIOS  CONSTANTES   2012

TRASMISION DIR.  DISTRIB  Y  COMERCIAL

100

OTROS

50

0

año

34

INVERSIONES  QUINQUENALES   REALES  Y  PROYECTADAS

2.500

2.142 2000-­‐2004

2.000

UNIDAD MILLONES  DE  U$S A  PRECIOS  CONSTANTES   2012

MILLONES de  U$S

2005-­‐2009

1.648

2010-­‐2014

1.500

2012-­‐2016 1.000 762

686

569 500

0

460

346 6 GENERACION  

70 72 TRASMISION

728

617 546 284 188

DISTRIB  Y   COMERCIAL

289 25 26 74 77 OTROS

TOTAL

35

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 desarrollo en sistemas de gestión de la explotación

Alto nivel de automatización en EAT, AT y MT

Alto nivel de desarrollo de las telecomunicaciones

Sin avances en automatización en BT

Poco avance en AMI (medida remota de consumos)

Sin avances en gestión de la demanda

Algunos Desafíos •  •  •  • 

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?

Incertidumbres •  ¿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  Ø  Ø  Ø  Ø 

PMU ( Phasor Measuring Unit) FLISR (Fault Location/Isolation/Service Restoration) Volt/VAR Control AMI (Advanced Metering Infraestructure) 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?

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

¿ P A R A Q U É ?

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. Represa de Cuñapirú (1882-1959)

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

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%