XIX Convención Internacional del Gas AVPG 2010, 24 al 26 mayo Caracas, Venezuela

MODELO DE COMPETENCIA INTERCOMBUSTIBLE PARA LA GENERACIÓN ELÉCTRICA Padrino M., González Y., González C., Balza A., Viloria A., Mogollón L., González M. Gerencia Técnica de Manejo Integrado de Gas (EPMG), PDVSA- Intevep. OTEPI Apdo. 76343, Caracas 1070-A, Venezuela Teléfono: 0212-3307730 Fax: 0212-3308730 E-mail: [email protected], [email protected], [email protected], [email protected],[email protected], [email protected]; [email protected] y como asesor de Otepi por la USB, [email protected] RESUMEN

En Venezuela existen cuantiosas reservas de combustibles fósiles tales como gas natural, petróleo y carbón. Todos estos combustibles tienen un mercado común, como lo es la generación de energía eléctrica mediante procesos térmicos. A su vez, la generación termo-eléctrica compite con la generación de energía hidroeléctrica, constituyendo esta última en nuestro país un 70 % de la producción eléctrica total. Sobre la base de los recursos energéticos disponibles en Venezuela, se debe estudiar la competencia económica del uso de los diferentes combustibles en la generación de energía eléctrica. Ello permitirá la definición y el establecimiento de estrategias y políticas energéticas, tanto para satisfacer la demanda interna de electricidad, como para la definición de volúmenes de exportación, tendientes a maximizar los beneficios a nuestro país. Esto dependerá de la competencia natural de los combustibles y de los diferenciales de precios existentes entre el mercado interno y los precios de exportación. En este sentido, fue desarrollado un modelo técnico-económico para determinar la competencia de los combustibles para la generación de energía termo-eléctrica. El modelo involucra las diferentes opciones tecnológicas tanto para la generación de electricidad como para el control de emisiones contaminantes. Se incluyen los costos de transporte de los combustibles al centro de generación eléctrica y los precios de despacho en las diferentes áreas de producción de gas. El modelo

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permite determinar el valor “Net Back” del combustible para un precio de electricidad a puerta de planta, además de otros indicadores de rentabilidad tales como TIR, VPN, eficiencia de la inversión, entre otros .Asimismo, genera análisis paramétricos para determinar la sensibilidad de los combustibles y tecnologías a las variables técnico-económicas.

INTRODUCCIÓN

La generación de energía eléctrica en Venezuela se ha convertido en un aspecto clave para el sistema eléctrico nacional. Debido a la alta disponibilidad y variedad de fuentes de energía primaria de Venezuela, la decisión sobre el combustible a utilizar para generar electricidad tiene que estar acompañada por un análisis técnico – económico que permita seleccionar la opción más adecuada. La competencia entre combustibles para generar electricidad depende del tipo de mercado en que se desenvuelva el combustible; por ejemplo el gas natural tendría una utilidad marginal mayor que el carbón para clientes residenciales y comerciales, mientras que para generación eléctrica, probablemente esa mayor utilidad no sea evidente. Además, los mercados de combustibles varían dependiendo de su uso final, madurez, avances tecnológicos, precios de otros combustibles y al diferencial del precio entre el mercado interno y el de exportación. En Venezuela la generación de electricidad está conformada por la hidroeléctrica y la térmica. En el Sistema Eléctrico Nacional SEN existen seis plantas de generación de energía hidráulica, con una capacidad de generación nominal de 14.597 MW, de las cuales 13.977 MW están ubicadas al sur de Venezuela, en la cuenca del río Caroní. Estas plantas generan un total de 67,2 TW-h al año de energía firme o mínima, y 77,4 TW-h al año de energía promedio.(CNG, 2008) El parque eléctrico térmico venezolano consta de 36 plantas (3 turbo vapor, 23 turbo gas, 9 en motores diesel y 1 ciclo combinado), las cuales se encuentran

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dispersas a lo largo del territorio nacional. Estas plantas poseen una capacidad de generación nominal de 7943,1 MW y tienen la capacidad de generar energía promedio de 48,8 TW-h al año de energía promedio. (CNG, 2008) Se visualiza que el crecimiento del parque eléctrico en el país está dirigido hacia la producción de energía térmica, ya que el sector hidroeléctrico se encuentra limitado y hace difícil aumentar la capacidad en esta sección. Es por ello de la importancia de contar con herramientas para realizar distintos estudios en el ámbito de la generación eléctrica. Para el 2001, PDVSA Intevep desarrolló un modelo de competencia intercombustible con la finalidad de estudiar la competitividad económica del uso de los diferentes combustibles en la generación eléctrica y de esta manera poder definir y establecer estrategias y políticas energéticas. Para aprovechar esta herramienta surge la necesidad de actualizarlo. En este sentido, durante el 2008-2009 se actualizó dicho modelo, con el apoyo de la consultora OTEPI. El modelo desarrollado en Excel® de Microsoft® realiza la evaluación económica de proyectos de generación de electricidad con base en diferentes tipos de plantas y combustibles: ciclo simple con turbinas a gas, ciclo simple con turbinas a gas-oil, ciclo de turbinas de vapor a fuel- oil, ciclo de turbinas de vapor a carbón, ciclo de turbinas de vapor a coque, ciclo combinado con turbinas a gas, ciclo combinado integrado con gasificación a carbón y coque.(González et al,2008) El modelo tiene la capacidad para determinar el Flujo de Caja de un proyecto de generación termo-eléctrica, para los precios de electricidad a puerta de planta y de los combustibles, a una tasa de descuento definida, lo cual permite obtener variables útiles para la evaluación financiera, tales como: Tasa Interna de Retorno (TIR) y Valor Presente Neto (VPN). Además, el modelo permite determinar el valor “Net-Back” del combustible considerado, para un precio de electricidad a puerta de planta. Adicionalmente, se generan gráficas de sensibilidad de “NetBack” respecto a variaciones en las inversiones, el precio de la electricidad y costos de operación y mantenimiento.

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Entre la consultora OTEPI y PDVSA Intevep, se generó la versión 4.0 del modelo para evaluar diferentes capacidades de plantas de generación, así como, la selección del área de ubicación y los combustibles a utilizar, a fin de estudiar el impacto del transporte en el cálculo del “Net-Back” del combustible. DESCRIPCIÓN DEL MODELO La información fue actualizada con base a los más recientes desarrollos en materia de generación termo-eléctrica considerando los avances en la eficiencia energética y los sistemas de control de emisiones. El modelo se encuentra diseñado para realizar evaluaciones de plantas termo-eléctricas en un intervalo de capacidades comprendidas entre 30 y 1000 MW. Las plantas pueden ser localizadas en diferentes áreas geográficas del país y se incluyen los costos derivados del transporte de los combustibles hasta las plantas de generación, así como el precio en las fuentes de suministro proyectados según lineamientos del ejecutivo. Así mismo, se verificó que los costos de inversión y operación incluyan los sistemas de control de emisiones para cada uno de los esquemas evaluados. En el modelo se cuenta con una base de datos actualizada al año 2010 compuesta por inversiones, costos de operación y mantenimiento y eficiencias, entre otros. Dentro

del

modelo

Inter-combustible

se

pueden

utilizar

varios

ciclos

termodinámicos para la generación de electricidad mediante plantas térmicas clásicas con la quema de diferentes combustibles de orígenes fósiles; por lo tanto, se necesita el control de emisiones de los gases de combustión. La instalación de estos controles va a depender del combustible a utilizar. Los esquemas de generación eléctrica que consideran son: •

Ciclo simple con turbinas de gas (TG)

•

Ciclo simple con turbinas de gas - gasoil (T-GO)

•

Ciclo de turbinas de vapor a carbón (TV-Carbón)

•

Ciclo de turbinas de vapor a coque (TV-Coque)

•

Ciclo de turbinas de vapor a fuel-oil (TV-FO) Página 4

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•

Ciclo combinado con turbinas a gas (CCTG)

•

Ciclo combinado con turbinas a gasoil (CCGO)

•

Integrado con gasificación ciclo combinado de carbón (IGCC -Carbón)

•

Integrado con gasificación ciclo combinado de coque (IGCC -Coque)

•

Motores a diesel (MD).

Los combustibles a utilizar como materia prima para la combustión en las turbinas como en las calderas son: gas natural, diesel o gasoil, fuel oil n°6, carbón y coque de petróleo. En la Figura 1 se muestra el esquema del modelo de cálculo desarrollado:

Base de Datos Inversiones Costos O&M Eficiencias Transporte combustible

Turbinas a Gas Turbinas de vapor Ciclo Combinado IGCC Sistemas para limpieza de gases

Información Requerida Capacidad Precio electricidad TIR Tasa de descuento Localización de la planta

Resultados Costo Electricidad Valor Net Back del Combustible

Sensibilidades:

Flujo de Caja

• Plantas Nuevas (amplio rango de capacidades)

Precio electricidad Inversión Costos O&M TIR Capacidad

Gas, Fuel Oil, Gas Oil, Coque y Carbón Fuente: González (2001, modificado Pág.12) Figura 1. Modelo de cálculo desarrollado

El programa permite realizar lo siguiente: 9 Evaluación económica de proyectos de generación de electricidad con base en diferentes tipos de plantas, para diferentes combustibles.

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9 Determinar el flujo de caja de un proyecto de planta,

de distintos

combustibles, a tasa de descuento definida, obteniendo variables útiles para la evaluación financiera, tales como: Tasa Interna de Retorno (TIR) y Valor Presente Neto (VPN).

9 Establecer el combustible más adecuado para la instalación de una planta eléctrica

dependiendo

de

la

disponibilidad,

precio

y

transporte

(competencia inter-combustible).

9 Estima el valor “Net-Back” del combustible considerado, para un precio de electricidad a puerta de planta y para una TIR definida. Se obtienen gráficas de sensibilidad de los valores de “Net-Back” ante a variaciones de Inversiones, precio de electricidad, costos de operación y mantenimiento, TIR. De esta forma se valorizan los diferentes combustibles en el sector eléctrico maximizando su eficiencia energética. El modelo de competencias inter-combustibles calcula los siguientes parámetros: 9

Energía promedio a generar enkW/año

9

Consumo específico de combustible en Btu/kWh.

9

Consumo de combustible en MMBTU/año.

9

Costo unitario de la inversión U$/kW.

9

Monto de la Inversión MMUS$.

9

Costos variables y fijos de operación y mantenimiento en miles U$/kWh y MMUS$/año.

9

Costo de Inversión para control de emisiones MMUS$.

9

Costos de operación y mantenimiento para control de emisiones MMUS$/año.

9

El costo ambiental de protección ambiental (secuestro de CO2), en dólares por kilovatio/hora. Este costo no se suma al costo del proyecto, ya que no es Página 6

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un parámetro ambiental obligatorio de acuerdo a las leyes venezolanas. Se agrega como una referencia a ser considerada en el futuro. 9

Precio del transporte del combustible en U$/ MMBTU.

9

Precio del centro de despacho del combustible en U$/ MMBTU.

9

Precio total base del combustible U$/ MMBTU.

9

Flujo de Caja y Valor Presente Neto reflejado al año 2010 con una Tasa de Descuento seleccionada.

9

Cálculo de la Tasa Interna de Retorno (TIR).

9

Tiempo de repago en años.

9

Rentabilidad en porcentaje.

9

Gráficas de Sensibilidad del Valor “Net-Back” del Combustible respecto a variaciones del Precio de la Electricidad, de las Inversiones y de los Costos de Operación y Mantenimiento.

9

Gráfica del Costo de Generación en función del Precio Base del Combustible.

9

Gráficas Consolidadas de Sensibilidad del Valor “Net-Back” del Combustible respecto a variaciones del Precio de la Electricidad, de las Inversiones y de los Costos de Operación y Mantenimiento, para todos los ciclos de generación evaluados y para el Tamaño de Planta del Proyecto.

Bases Económicas. A continuación se indican las premisas económicas utilizadas en el estudio:

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•

Año base del estudio: 2010

•

Localización: Venezuela

•

Unidad monetaria: US$ Costos de inversión mantenimiento: Se utilizan los montos de inversión para los intervalos de capacidades. Los valores de CAPEX y OPEX fijos y variables a 2010 de los tipos TG, CCTG, TV-Carbón, TV-Coque y MD fueron determinados con base en costos de 1998 (Kehlhofer et al, 1999), actualizados por la tasa de inflación del US$ en el período 1998 – 2008 (InflationData.com, 2008) y la extrapolación de las cifras hasta 2010 (González et al., 2008). Para los ciclos TV-FO e IGCC tanto para el coque y el carbón fueron obtenidos datos de la IEA (IEA, 2008), y ajustados con curvas similares a las obtenidas por el tipo TV-Carbón.

•

Eficiencias Térmicas: Los valores de eficiencia térmica para los ciclos TG, CCTG, MD y TV fueron determinados con base en la información disponible en Kehlhofer et al (1999). Para el ciclo IGCC de coque y carbón, la eficiencia eléctrica fue obtenida de datos de la IEA (IEA, 2008), y ajustados con curvas similares de eficiencia.

•

Factor de escalamiento: 0,70

•

Factor de localización Vzla./USCG: 1,2

•

Flujo de caja en términos de moneda constante (año 2010)

•

Tasa interna de retorno (TIR): 15 %

•

Tasa de descuento: 10%

•

Horizonte económico: •

Plantas nuevas:

22 años

•

Años de construcción: 2 años

•

Depreciación: •

Plantas nuevas: Se calcula por el método de línea recta, sin valor de salvamento. El periodo de depreciación es de 20 años

•

Se utiliza la tasa del 34 % para el cálculo del ISLR

•

No se considera financiamiento

•

Capital de trabajo: •

Ventas en caja: 30 días

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•

Ventas en cuentas por cobrar: 15 días

•

Ventas en cuentas por pagar: 15 días

Evaluación de un Caso Estudio A fin de ilustrar el uso del modelo desarrollado y sus capacidades de cálculo, se propone el análisis de un caso de estudio particular, con las siguientes características: Datos del proyecto: Localización: Altagracia – Estado Guarico. Tipo de Ciclo: Ciclo simple a gas. Capacidad: 400 MW Tipo de combustible: Gas/ Anaco. Precio de la Electricidad: 30 milesUS$/kWh Tasa de descuento para el cálculo del valor presente neto: 10% Tasa de descuento para el cálculo del Net-back: 15 % Para esta evaluación los resultados técnico-económicos obtenidos se muestran en la figura 2:

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Figura 2.Pantalla de resultados del modelo

En la Figura 2, se puede resaltar parte de los resultados obtenidos como el (VPN) y la (TIR), parámetros importantes para evaluar un proyecto. Además, se presentan la cantidad de energía generada y el consumo de combustible, así como el monto de la inversión, los costos de operación y mantenimiento y los costos de despacho y transporte del combustible. Parte de los resultados obtenidos del modelo son: 1. Gráfica de “Net-Back” del combustible por costo de generación de energía (ver Figura 3)

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Se grafica el costo de generación de la electricidad expresado en Miles $/kWh en función del costo del combustible en US$/MMBtu a puerta de planta, con una capacidad de 400 MW a una tasa interna de retorno del 15 %. Tomando como referencia el valor del precio del costo de generación de electricidad en 30 milesUS$/kWh, el valor “Net-Back” del combustible resulta en 0,53 US$/MMBtu, el cual es inferior al precio total de despacho y transporte de gas desde el punto de suministro Anaco-Altagracia (0,61 US $MMBtu). A medida que el precio del kWh aumenta el combustible puede ser valorizado a un mayor precio y hacer más rentable los proyectos. Como se observa la diferencia entre el costo total de despacho y transporte y el valor de “Net-Back” obtenido es de -0,08 US$MMBtu, lo que significa que para ser viable el proyecto este combustible debe contar con un subsidio por parte del estado, bajo el escenario planteado.

0,53

Figura 3. Grafica de Net-back del combustible US$/MMBtu por costo de generación de energía Miles $/kWh

2. Gráfica de sensibilidad de los precios de combustible por costo de generación de energía (Ver Figura 4): En esta gráfica se realizó una sensibilidad con todas las tecnologías que posee el modelo, observándose que para la generación eléctrica con una capacidad de Página 11

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400 MW y un costo de generación de energía a 30 milesUS$ /kWh las opciones a considerar son turbina ciclo simple a gas (curva azul marino) y turbina ciclo simple con gas-oil (curva fucsia), las otras tecnologías graficadas se encuentran fuera del rango por el precio de la generación. El costo del gas-oil es de 20,79 US $MMBtu y el valor de “Net-Back” es de 0,27 US$MMBtu, lo que se traduce que para instalar una planta con este tipo de combustible debe ser subsidiado para que el proyecto sea rentable. Además se puede deducir de esta gráfica que ante la necesidad de valorar los combustibles tanto gas como gas-oil es necesario un ajuste en el costo de generación para así aumentar su precio.

Figura 4. Gráfica de Net-back del combustible US$/MMBtu por costo de generación de energía Miles $/kWh

3. Gráfica de sensibilidad de los precios de combustible por costo de Inversión (Ver Figura 5): Esta gráfica ilustra el comportamiento de las diferentes tecnologías en cuanto a la valorización del combustible frente a variaciones del costo de inversión de los proyectos. Como se puede apreciar, las tecnologías que presentan mayor sensibilidad son las de ciclo combinado a gas y a gas-oil, mientras que las turbinas simples a gas y a gas-oil son las menos susceptibles.

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Figura 5. Gráfica de costo de combustible US$/MMBtu por costo de Inversión MMUS$

4. Gráfica de sensibilidad de los precios de combustible por costo de Operación y Mantenimiento, (Ver Figura 6): Debido a los bajos precios de la electricidad se observa como un proyecto termo-eléctrico basados en las únicas tecnologías que presentan viabilidad económica son turbina ciclo simple a gas y a gas-oil. Por otra parte, la utilidad de estas gráficas estaría justificada dada la volatilidad que se pueden presentar en los costos de inversión o de operación de las plantas para generación de energía.

Figura 6. Gráfica de costo de combustible US$/MMBtu por costo de operación y mantenimiento (O&M) MMUS$

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CONCLUSIONES Se actualizó y se mejoró un modelo de cálculo que permite establecer la competitividad de los combustibles (Gas, gas-oil, fuel-oil, carbón, coque) considerando

los

diferentes

esquemas

y

tecnologías

disponibles

comercialmente para la generación eléctrica. El modelo permite calcular parámetros económicos tales como VPN, TIR, tiempo de repago, rentabilidad, entre otros, para definir la viabilidad económica de un proyecto específico a partir de datos técnicos como capacidad, tipo de ciclo y económicos como precio de la electricidad a puerta de planta, localización geográfica, tipo de combustible entre otros. Esta herramienta realiza estudios de sensibilidades con respecto al valor “NetBack” del costo de combustible por costos de inversión y operación y mantenimiento (O&M) para cada esquema de generación. RECOMENDACIONES Considerando la actual coyuntura que estamos atravesando por el déficit de energía eléctrica, hacer uso intensivo de este tipo de modelo como herramienta de planificación es muy útil para visualizar en forma temprana el combustible más conveniente para los proyectos termo-eléctrico en desarrollo o visualización. Integrar esta herramienta a un modelo energético nacional que permita visualizar esquema de manejo de energía bajo el concepto de eficiencia energética, considerando el medio de transporte y la distancia entre las fuentes de disponibilidad de combustible y centro de consumo de energía. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico (CNG). Informe Anual 2007 Publicado 2008. Energy Information Administration (EIA). Electricity Market Module Assumptions to the Annual Energy Outlook 2008. Report N°: DOE/EIA-0554(2008). Junio 2008.

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González, C; Parés, G. Estudio de competencia Intercombustible en la Generación Eléctrica. Los Teques- Venezuela. Intevep S.A, 2001. Documento técnico N° SIT-00254, 2001.

González, M; Mogollón L; González Y. Estudio de competencia de Intercombustibles

para

generación

eléctrica

y

actualización

de

modelo

de

competencia. Caracas-Venezuela. OTEPI, 2008. Documento N° 201301-200200-IN-002.

Kehlhofer, R., Warner, J., Nielsen, H y Bachmann, R. (1999). Combined – Cycle Gas Steam Turbine Power Plants. Segunda Edición. PennWell. Tulsa. EEUU.

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